用户侧分布式电化学储能的经济性分析

来源：SCI期刊网 分类：电子论文 时间：2022-04-26 09:57 热度：

摘 要：摘 要： 随着电池技术的不断发展， 分布式电化学储能在电力系统中的应用日益广泛， 但目前受成本和使用寿命的限制， 缺乏商业模式的支撑， 其经济性仍然存在问题。 分析了分布式储能所

　　摘 要： 随着电池技术的不断发展， 分布式电化学储能在电力系统中的应用日益广泛， 但目前受成本和使用寿命的限制， 缺乏商业模式的支撑， 其经济性仍然存在问题。 分析了分布式储能所产生的相关潜在经济效益， 给出了一种判断分布式电化学储能应用于削峰填谷的经济性判断方法， 并着重对铅碳电池和磷酸铁锂电池在削峰填谷应用场景下的经济性进行对比分析， 并提出了相关的补偿建议。

　　关键词： 分布式储能; 度电成本; 等效电价差; 铅碳电池; 磷酸铁锂电池; 经济效益; 补偿机制

　　0 引言

　　随着可再生能源的不断发展， 电力系统正在发生深刻的变革， 如何实现大规模新能源的接入、传输和消纳成为了日益突出的问题。 新能源发电具有随机性、 波动性， 难以进行有效调度， 且随着负荷的日益增大， 电网的峰谷差率也逐年增大，这些都对电网安全有着显著影响。

　　储能技术的应用可以有效解决新能源的并网消纳问题， 通过削峰填谷减小电网的峰谷差率，同时储能还具有调频、 备用、 黑启动等多种功能。 储能技术的应用分为集中式和分布式， 集中式储能系统以大功率、 长时间的供电场景为对象，一般为能量型储能系统。 集中式储能主要为抽水蓄能、 压缩空气储能等。 分布式储能系统的功率从几千瓦至几兆瓦不等， 储能容量一般小于 10 MWh， 多接入中低压配电网或用户侧。 分布式储能以电化学储能为主要代表， 其安装地点灵活，与集中式储能相比， 减少了集中储能电站的线路损耗和投资压力。 通过多点分布式储能形成规模化的汇聚效应， 积极有效地面向电网应用， 参与电网调峰、 调频和调压等辅助服务， 将有效提高电网安全水平和运行效率， 同时也能给用户带来相应的经济效益[ 1-4 ]。

　　1 分布式电化学储能的效益分析

　　1.1 储能的削峰填谷及发电容量效应

　　通过对大量分布式储能进行集群控制， 即采用所谓的“虚拟电厂技术”可以让分布式储能达到大型抽水蓄能电站的效果， 从而实现对整个电力系统的削峰填谷[ 5-6 ]。

　　电力系统的最大装机容量是根据最大发电负荷来定的， 而处于负荷曲线顶端的这部分尖峰负荷持续时间往往是很短的， 也就是说通过削峰填谷可以减少发电装机容量的建设成本， 按照目前火电机组的平均单位造价约为 3 800 元/kW， 这部分费用就可以节省下来。

　　利用储能的削峰填谷效应， 可以有效提升整个电力系统发电机组的运行效率， 按照目前煤电 600 MW 主力机组的相关参数[ 7 ]， 机组平均负荷率提升 5%， 机组度电标煤耗可降低 2~3 g。 因此大规模储能在得到有效调控下的前提下， 可提高整个电力系统的能效， 具有显著的效益。

　　通过削峰填谷还可以替代天然气机组的调峰作用， 从而降低天然气机组的利用小时数， 降低天然气机组的寿命损耗和检修费用， 同时减少天然气的消耗。

　　1.2 提供紧急事故备用

　　随着特高压直流的大规模接入， 作为受端电网由于用直流替代了大量常规机组， 导致系统转动惯量大幅下降， 系统调频容量大量减少， 相同功率的缺额造成电网频率的跌幅加大， 频率特性恶化， 低谷时段直流馈入功率较大时频率稳定问题更为突出。 电化学储能具有快速启动的特性，响应速度一般为毫秒级， 爬坡能力很强， 从空载到满载所需的时间是秒级， 作为紧急事故备用，能够在电力系统发生事故时第一时间介入， 有效防止电力系统频率崩溃[ 8 ]。

　　1.3 提高新能源发电的渗透率

　　新能源发电替代传统化石能源发电是大势所趋， 但光伏发电、 风力发电等绿色新能源因其自身固有的随机性和间歇性， 不可能像传统电源一样可以制定和实施准确的发电计划， 这给电网的运行调度带来巨大压力; 同时， 可再生能源的大规模接入给电网带来无功、 潮流分布、 调频、 调峰、 电能质量等问题， 也会对电网稳定运行造成很大影响。 电化学储能的应用可以弥补间歇性新能源负荷出力随机的缺点， 有助于平衡负荷波动、减小新能源并网对电网运行的影响， 提高分布式新能源发电在整个电力系统中的渗透率[ 9 ]。

　　1.4 参与电力系统调频

　　传统的水电机组和火电机组均由具有旋转惯性的机械器件组成， 将一次能源转换成电能将经历一系列过程， 其参与电网调频具有一定的局限性与不足[ 10 ]： 例如， 火电机组响应时间过长， 不适合参与较短周期的调频， 参与二次调频的火电机组爬坡速率受限; 水电机组受地域或季节性影响较大。 而电化学储能具有响应速度快、 控制精确、 双向调节的优势， 特别适合应用于较短周期负荷波动下的动态调频。

　　1.5 给用户带来的经济效益

　　1.5.1 分时电价管理

　　目前实行分时电价机制， 以浙江省为例， 大工业用电、 一般工商业及其他用电、 农业生产用电的六时段分时电价划分为： 尖峰时段 19:00- 21:00; 高峰时段 8:00-11:00， 13:00-19:00， 21:00- 22:00; 低谷时段： 11:00-13:00， 22:00-次日 8:00。用户可以通过储能装置制定自己的用电计划， 用电价较低时段的电量去满足电价较高时段的用电需求， 做到低谷时充电， 高峰时放电， 从而通过电价差来降低自身的用能成本[ 11-13 ]。

　　1.5.2 容量电价管理

　　现行电价实行的是两部制电价， 即包含了容量电费和电量电费， 例如浙江省的容量电费收取标准为 30 元/kVA(按变压器容量计)或 40 元/kVA (按最大需量计)。 如果通过储能的方式能够将变压器的最高负荷率控制在 75%以内， 则可以减少变压器的容量电费， 从而节省一定的费用。

　　1.5.3 提高电能质量

　　通过在用户侧安装储能装置， 可以有效避免负荷波动或者短时故障引起的电压波动、 频率波动、 谐波和功率因数的影响， 从而保证供电的电能质量， 对于生产上对电能质量要求较高的用户是具有重要意义的。

　　2 电化学储能用户侧削峰填谷经济性的实用判据

　　2.1 电化学储能系统的构成及其成本

　　电化学储能系统主要包含蓄电池本体、 BMS (蓄电池管理系统)、 PCS(双向变流器)、 EMS(能量管理系统)等。 表 1 为各类型电化学储能成本构成[ 14 ]。

　　3 铅碳电池和磷酸铁锂电池应用于用户侧削峰填谷的经济性分析

　　以建设一座 1 MW/2 MWh 的分布式储能电站为例， 对铅碳电池和磷酸铁锂电池削峰填谷差价套利进行经济性分析比较。

　　3.1 铅碳电池经济性分析

　　3.1.1 边界条件[ 15 ]

　　(1)铅碳电池系统的整体效率按 85%计。

　　(2)DOD(放电深度)按 70%计。

　　(3)铅碳电池的系统残值率按照 25%计。

　　(4)PCS 对蓄电池的寿命比取 2。

　　(5)铅碳电池循环寿命取 2 800 次， 使用年限取 8 年(“两充两放”模式下需重置一次电池)。

　　(6)铅碳电池的年容量衰减率取 2.5%。

　　(7)铅碳储能系统单位造价按 1 300 元/kWh 计。

　　(8)电价按照浙江省 2017 年 10 kV 大工业用电分时电价标准， 即尖峰电价 1.082 4 元/kWh， 高峰电价 0.900 4 元/kWh， 低谷电价 0.416 4 元/kWh。

　　3.1.2 经济性指标分析

　　“一充一放”模式下： 全寿命周期系统的度电成本为 0.543 7 元/kWh; 等效电价差为 0.592 4 元/kWh; 储能系统 IRR(内部收益率)为 1.53%。

　　“两充两放”模式下(中间置换一次电池)： 全寿命周期系统度电成本为 0.481 2 元/kWh; 等效电价差为 0.501 5 元/kWh; 储能系统 IRR 为1.58%。

　　3.1.3 商业化应用条件分析(以 IRR>8%为基准)

　　(1)在电池寿命及电价不变的情况下， “一充一放”系统造价需低于 1 050 元/kWh， “两充两放” 系统造价需低于 1 180 元/kWh。

　　(2)在成本及电价不变的情况下， “一充一放”系统的循环寿命需达到 5 000 次， “两充两放” 系统的循环寿命需达到 3 500 次。

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　　(3)在成本及电池寿命不变的情况下， “一充一放”系统需要等效电价差达到 0.8 元/kWh， “两充两放”系统需要等效电价差达到 0.6 元/kWh(尖峰时段与峰值时段的平均值)。

　　3.2 磷酸铁锂电池经济性分析

　　3.2.1 边界条件[ 16 ]

　　(1)磷酸铁锂电池系统的整体效率按 90%计。

　　(2)DOD 按 90%计。

　　(3)逆变器对蓄电池的寿命比取 2。

　　(4)磷酸铁锂电池循环寿命取 2 800 次， 使用年限取 8 年(“两充两放”模式下需重置一次电池)。

　　(5)磷酸铁锂电池的年容量衰减率取 2.5%。

　　(6)电价按照浙江省 2017 年 10 kV 大工业用电分时电价。

　　(7)磷酸铁锂储能系统的单位造价按 2 000 元/kWh 计。

　　3.2.2 经济性指标分析

　　“一充一放”模式下： 全寿命周期系统的度电成本为 0.811 0 元/kWh; 等效电价差为 0.619 7 元/kWh; 储能系统 IRR 为-6.24%。

　　“两充两放”模式下(中间置换一次电池)： 全寿命周期系统度电成本为 0.757 1 元/kWh; 等效电价差为 0.528 7 元/kW; 储能系统 IRR 为-17.95%。

　　3.2.3 商业化应用条件分析(以 IRR>8%为基准)

　　(1)在电池寿命及电价不变的情况下， “一充一放”系统造价需低于 1 200 元/kWh， “两充两放” 系统造价需低于 1 300 元/kWh。

　　(2)在成本及电价不变的情况下， “一充一放”系统的循环寿命需达到 7 000 次， “两充两放” 系统的循环寿命需达到 5 600 次。

　　(3)在成本及电池寿命不变的情况下， “一充一放” 系统需要等效电价差达到 1.07 元/kWh， “两充两放”系统需要等效电价差达到 0.86 元/kWh (尖峰时段与峰值时段的平均值)。

　　3.3 经济性分析结论

　　(1)目前在浙江省无论是铅碳电池储能还是磷酸铁锂电池储能， 在用户侧削峰填谷应用场景下均不具有商业化运营的条件。

　　(2)由于铅碳电池存在较大的残值， 故目前铅碳电池比磷酸铁锂电池更加接近商业应用。

　　(3)技术层面而言， 锂电池还有较大的提升空间， 循环寿命有望进一步提高， 造价会进一步下降; 而铅碳电池受原材料铅的影响， 造价下降空间有限， 且铅碳电池循环寿命提高有限， 故从发展前景来看， 磷酸铁锂电池要优于铅碳电池。

　　(4)随着技术的发展及电价政策的优化， “两充两放”的模式会更加优于“一充一放”模式。

　　3.4 储能系统补偿措施建议

　　以总投资财务 IRR 达到 8%为基准， 给出 2 种充放电模式在目前条件下的初装补贴(一次性)、容量补贴及度电补贴建议， 见表 2、 表 3。

　　4 结语

　　目前要实现分布式电化学储能的商业化运行， 一方面要降低储能的成本， 提高储能的循环寿命， 另一方面要制定合理的电价机制。 此外如果能将大量的分布式储能进行统一的调控， 将给整个电力系统带来诸多的潜在效益， 对于这部分价值需要探索合理的商业模式， 分布式储能的收益应该是多方面的， 而不是单一地局限于峰谷差价套利的盈利模式。——论文作者：沈汉铭， 俞夏欢

文章名称：用户侧分布式电化学储能的经济性分析

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