梯次利用電池在光伏儲能中的經濟性研究

李 程 黃紹唐 趙學風 韓軍林 劉繼濤 鮑 磊 廖強強

1.國網漢中供電公司

2.上海電力大學

3.國網陜西省電力公司電力科學研究院

4.國網陜西綜合能源服務有限責任公司

0 引言

使用儲能電池（BES）能提升戶用光伏（PV）的自利用，從而減少饋入電網的光伏電力，由此可以增加電網的穩定性。Quoilin等人[1]對歐洲國家的家用光伏電池系統的自利用和經濟性能進行了量化，認為作為光伏系統和電池尺寸的函數，自利用和經濟盈利能力是非線性的，鋰離子電池系統需要進一步降低電池成本或間接補貼。Huang等[2]調查了分布式光伏電池系統的系統級效益，結果表明，相對較小的電池尺寸可以顯著降低家庭用電量，在聚合水平上協調平滑電網需求曲線，系統級的好處可以作為激勵消費者加速電池存儲的動力。Luthande等[3]通過將單個儲能系統變為共享儲能系統，光伏電池系統的利潤可以增加，從社區到電網的最大功率可以減半，可以有效緩解公用電網的壓力。Ranaweera等[4]提出了住宅光伏電池系統的動態規劃，以最大限度地提高挪威的住宅經濟效益，蓄電池的應用有助于減少電網的供電量，并在發電高峰時段維持電壓穩定。Zhang等[5]對美國PV-BES系統的財務激勵政策進行了分析，發現現有的激勵政策可以將加州和夏威夷的投資回收期縮短到10年以下。

然而在中國，由于電價較低，尤其在民用領域，提高光伏自用所減少電網電力獲得的收益是相對較少的。新的儲能電池成本居高不下，且中國目前還沒有出臺統一的儲能補貼政策，導致了中國推行家用式儲能較為困難。如果能將從電動汽車上退役后的電池應用于光伏儲能系統中，一方面減少間歇性的光伏電力對電網的沖擊，另一方面也大幅降低儲能成本。鋰離子電池有著能源轉化效率高和壽命較長等優點，但是它的成本也相對較高，而梯次利用電池雖然在效率和壽命上不如前者，但是它的成本卻更低廉。

本文以中國陜西西安市某一居民發用電負荷為例，采用成本效益模型對固定容量的光伏和儲能電池系統進行經濟性研究，在全壽命周期內分析了新鋰離子電池，以及退役鋰離子電池在光伏儲能中的經濟性，評價退役電池儲能的競爭力。

1 研究方法

本文以并網式用戶側光伏電站的3種運行場景進行對比，采用模擬和仿真手段研究了退役鋰離子電池（LIB-2nd）以及新鋰離子電池（LIB）光伏儲能的經濟性。三種場景分別為：Scenario 1(S1)：系統僅安裝光伏，且光伏的所有發電量全部賣給電網；Scenario 2(S2)：系統僅安裝光伏，光伏發電優先供給負載，剩余電量賣給電網；Scenario 3(S3)：系統安裝光伏和儲能電池，光伏發的電優先供負載使用，多余的電存儲在電池中，再多余的電賣給電網；光伏不足的時候，電池放電給負載使用；光伏和電池電量不足時由電網供電。

1.1 電量控制策略

由于S1和S2不包含儲能，電能控制策略較為簡單，因此本文重點介紹S3中光伏儲能的用電策略。由于我們討論的地區在一年中有部分月份存在分時電價，在分時電價和固定電價下的電量控制模式又有稍許不同。圖1為S3在分時電價下的電量控制流程圖。用電時候以電網的電價時段（，）、儲能電池的SOC實時狀態（）、光伏的實時發電功率與負載的實時用電功率（，）作為判斷和電量控制依據，下標的t是一天中以小時為單位的時間(t=1，2，…，24)。同時，本文設置了一個光伏有效天數理想化概念，即在非光伏有效天數下，不存在光伏發電，它取決于當地的天氣情況。當光伏發電功率不小于負載用電功率時，光伏在該時段的總發電量等于該時間段內的光伏給負載放電量、光伏給儲能電池充電量、光伏賣給電網電量以及該時間段內電能轉換過程中的損耗之和。其中的計算方法如圖1所示，和分別表示逆變器和儲能電池的電能轉換效率。同理，當＜時，負載的用電總和等于該時間段的光伏給負載放電量乘以決策因子a、儲能給負載放電量乘以決策因子b、電網給負載放電量乘以決策因子c以及該時段的電能轉換過程中的損耗之和。其中決策因子的4種情況如圖1所示，（1）a=1，b=1，c=0表示只有光伏和儲能給負載供電；（2）a=1，b=1，c=1表示光伏、儲能和電網同時給負載供電；（3）a=1，b=0，c=1表示只有光伏和電網給負載供電；(4)a=0，b=1，c=1表示只有儲能和電網同時給負載供電，即電池峰谷套利的模式。要注意的是，(4)僅在非有效光伏天數里進行。

圖1 分時電價下S3的光伏儲能系統電量控制策略流程圖

而當在固定電價時期，不管哪種模式都統一按照圖2的電量控制流程進行。因為不存在分時電價，在沒有光伏發電的時就不存在儲能電池進行峰谷套利。

圖2 固定電價下S3的光伏儲能系統電量控制策略流程圖

1.2 光儲系統的成本-效益模型

凈現值（NPV）是一種廣泛應用于光伏和儲能分析中的經濟效益分析方法[6]。本文利用該方法計算光伏或光伏儲能系統在全壽命周期中的經濟收益，公式如下：

為了對比3種不同運行情景（S1，S2，S3）的經濟效益，依據公式（1）至（3）中的計算模型，針對上述3種運行場景定義了不同的成本和收益計算方式。其收益模型分別為：

其成本模型分別為：

公式（4）、（5）、（6）分別表示S1、S2、S3的收益模型，其中公式（4）中不包含給負載供電的收益，公式（6）包含在第j年內光伏給負載供電收益、儲能通過存儲光伏電量然后給負載供電收益和儲能在非光伏有效天數通過存儲電網低谷電量給負載供電的收益；公式（8）代表S1和S2的成本模型，公式（9）表示S3成本模型，相對多了電池成本和電池的更新成本，以及在非光伏有效天數電池利用電網低谷電價充電的費用。

由于電池的過充、過放電行為會導致電池性能的加速下降[7]，因此本文限定了電池的SOC范圍，見公式（10）。且儲能電池的充放電功率不應超過最大功率限制[8]，見公式(11)和(12)。

雖然對光伏或光儲系統的成本、收益以及NPV值的計算在上述公式中已定義，但通過這些公式仍無法詳細計算每一部分的成本和收益，因此對構成成本和收益的各部分計算模型進一步進行了補充（公式13-20）。

其中rg為光伏上網電價，和分別為國家補貼和地方補貼。

2 案例研究

本文選取了陜西省西安市某一居民的實際用電數據和該地區的光伏發電數據作為原始數據，并基于上述模型框架進行計算。

2.1 并網式用戶側光儲系統的分布圖

圖3為用戶側光儲系統的示意圖，圖中包含光伏、電網、儲能與負載。光伏優先給負載供電，多余光伏優先存儲在電池里，再賣給電網；光伏和儲能優先給負載供電，不夠時由電網來補充。

圖3用戶側光伏儲能系統示意圖

2.2 光伏發電效率與負載用電需求

圖4 為陜西省西安市某家庭的具有代表性的一天用電負荷圖和當地具有代表性的一天的光伏效率圖，光伏效率定義為瞬時光伏功率除以額定功率。在參考了陜西省西安市天氣的情況下，設定每個月的有效光伏天數為25天[9]。

圖4 代表性一天中的光伏發電效率與用戶負荷需求功率

2.3 光伏補貼與西安市電價政策

國家針對戶用分布式光伏且采取“自發自用，余電上網”模式的補貼依據最新的規定以0.08元/kWh進行補貼，而根據西安市政策規定，西安市分布式光伏全發電量補貼為0.25元/kWh，連續補貼5年。因此西安市當地戶用分布式光伏發電補貼（）前5年為0.33元/kWh，后15年為0.08元/kWh[10，11]。此外居民分布式光伏采取“自發自用，余電上網”模式的光伏上網電價為0.354 5元/kWh[12]。西安市電網公司在每年的11月份到第二年的3月份進行了峰谷電價的探索，以此引導和鼓勵居民用戶參與電力移峰填谷，滿足居民電采暖、電儲能等個性化用電需求。其余月段為固定電價，為0.498 3元/kWh。實行峰谷電價的月份，其高峰時段（8:00-22：00）以0.548 3 元/kWh、用電低谷時段（22:00-8:00）以0.298 3元/kWh計算電費。而對于光伏規模，在咨詢利益相關者的基礎上，假設光伏容量為5 kW。電池儲能容量設定為6.5 kWh。整個系統以20年為一個壽命周期，電池的成本下降率為15%，貼現率r設定為8%[13]。

2.4 光伏和儲能系統的參數設定

表1為當下市場的光伏系統和使用的逆變器所能達到的技術參數，表2為3種不同儲能電池的技術參數。

表2 不同電池儲能系統的技術參數設定

3 結果與討論

圖5顯示了3種場景下的NPV隨年份的變化情況。雖然三種場景的NPV都隨年份在增長，有趣的是，從全生命周期的NPV來看，S2＞S1＞S3，說明光伏產生的電力自我消納比完全賣給電網的盈利更高，但是光伏儲能系統在現有條件下是不具備競爭力的；從回收成本最快的角度來看，S2（9年），S1（12年），S3-LIB2nd(13年)，但是有以新鋰離子電池作為儲能系統的場景在整個系統周期里無論怎樣都回收不了成本。雖然光伏儲能系統在現有條件下的收益不太樂觀，但是梯次利用鋰離子電池與新鋰離子電池相比是具備經濟優勢的。

圖5不同應用場景下的全生命周期內光伏或光儲系統NPV值

圖6 顯示了各個場景模式下20年的收益與支出。可見在S1中，電量全部賣給了電網，能獲得更高的，但總的收益也相對較少。而在S2中一部分電量是在本地消耗的，從而增加了這項收益。在S3中無論是新鋰離子電池還是退役電池，得益于電池將光伏時移，獲得了更大的，而也相對減少了，但總的收益是增加的。各個場景模式中，占據最大份額，尤其在S3中，電池的成本是不可忽略的，且新鋰離子電池的成本明顯大于梯次利用電池。值得注意的是，這項兩者差距不大，主要緣于新離子電池更新了1次而梯次利用電池更新了3次，導致了梯次利用電池的更新成本也逐漸上升。

圖6 不同應用場景模式下光伏或光儲系統20年的收益與支出

圖7 顯示了光伏電池系統中的能量流，在僅有光伏時，只有7.863 kWh在當場被消耗，自利用率僅為35.13%，再加入電池后，自利用率能達到58.37%，增加了23.24個百分點。從新鋰離子電池和梯次利用電池轉移光伏的性能上來說并無差別，只是梯次利用電池因為效率較低，損失的能量更多，相對賣給電網的能量也相對減少。

圖7 光儲系統中能量流

住宅光伏系統的主要評價指標通常是光伏系統的自利用率[14]。自利用率定義為光伏發電消耗量與光伏發電總量之比，見公式(21)。

鑒于較高的儲能成本，為了推動儲能產業的發展，中國也正在積極探索儲能系統補貼的合理方案。見表3。

表3 達到S1或S2對應的NPV所要給予的補貼

目前主要有兩種方案：一是基于儲能系統的初始裝機容量進行補貼，第二種是基于儲能系統在運行過程中的實際放電量。本文以5 kW光伏+6.5 kWh電池的光儲系統為例，討論不同補貼方式對儲能系統的影響，特別是對退役電池儲能系統的NPV的影響。

圖8和圖9分別顯示了S3的NPV對基于儲能系統初始容量補貼和儲能系統放電量補貼的依賴性。

在圖8中，新鋰離子電池和梯次利用電池，不是按照相同比例在增加，因為在整個光伏儲能系統壽命周期內，新鋰離子電池會補貼2次，梯次利用電池會補貼4次。而在圖9中，無論是新鋰離子電池還是梯次利用電池都是基于5.2 kWh的有效放電量。政府決策者可能會更傾向于基于儲能系統放電量補貼，因為這樣也可以減輕他們的財務壓力。表3顯示了達到S1或S2對應的NPV所要給予的補貼。S3-LIB要達到S2的NPV，如果按基于初始容量進行補貼，需要以1.287 4元/kWh，補貼8 372元，每10年補貼一次。如果按照基于放電量進行補貼，需要以0.725 8元/kWh，每年補貼1 246元；而S3-LIB2nd要達到S2的NPV，如果按基于初始容量進行補貼，需要以0.248 4元/kWh進行補貼，補貼1 615元，每5年一次。如果按照基于放電量進行補貼，需要以0.236 6元/kWh，每年補貼為406元。從以上分析可以看出，基于放電量進行補貼，政府長期的經濟壓力是小的。而且從政府層面而言，更應該提倡“光伏+梯次利用電池儲能”，因為所需的梯次利用電池儲能補貼資金更少。

圖8 S3模式的NPV對基于儲能系統初始容量補貼的依賴性

圖9 S3的NPV對基于儲能系統放電量補貼的依賴性

4 結論

本文研究了陜西省西安市梯次利用電池在戶用光伏儲能系統的經濟性，以NPV為經濟性評價指標。結論如下：

1）基于該地區較低的戶用電價以及較小的峰谷電價差，由于電池初始成本過高，戶用光伏儲能系統目前仍然無法與單光伏系統競爭。

2）雖然梯次電池在性能和壽命上不如新鋰離子電池，但其初始成本更低，梯次利用電池比新鋰離子電池更具競爭性。

3）戶用光伏儲能系統的推廣離不開政府對電池的補貼。采用基于梯次利用電池儲能放電量進行補貼的方案是合理的，因為政府投放的儲能補貼資金更少。