江蘇省工業用戶配置儲能的經濟性研究

柴明哲，高賜威，陳濤，胡楠，管永麗

（1.東南大學 電氣工程學院，南京210096；2.國網江蘇省電力有限公司 南通供電分公司，江蘇 南通226006）

0 引言

隨著電力市場建設的日益推進和儲能技術的不斷發展，儲能建設的重要性和必要性逐漸被人們所認同［1—2］。儲能一般可以分為物理儲能、電化學儲能以及電磁儲能，其中物理儲能是將電能轉化為機械能進行存儲，如飛輪儲能、抽水蓄能以及壓縮空氣儲能等；電化學儲能是將電能轉化為化學能進行存儲，如鋰離子電池、液流電池、鉛酸電池、鈉硫電池等；電磁儲能是將電能轉化為電場或磁場獲得能量，如超級電容、超導儲能等。不同種類的儲能配置適合的場景也不同，工業用戶側主要配置的是電化學儲能，大規模應用的主要有鋰離子電池，鋰離子電池具有充放電效率高、循環壽命長的優點，以及不耐受過充過放、安全性較差等缺點；而液流電池由于其具有安全穩定性高、壽命長、放電深度高等優點而發展迅速。本文重點討論這2種儲能電池。

1 江蘇省工業用戶側儲能發展情況及政策

截至2020年5月底，江蘇省已建成71座用戶側儲能電站，總容量125 MW/787 MWh，這是江蘇提升電網調控能力的具體舉措，同時也得到了政府政策的大力支持，政策梳理如表1所示。

用戶側儲能主要是利用峰谷價差獲得收益，由于工業用戶的用電量較大，且許多工業用戶在白天即電價高峰期用電量較大，在夜晚即電價低谷期用電量較小，由此產生的高峰電費和低谷電費差額巨大，而儲能可在電價低谷期充電，高峰期放電，實現在峰谷電價間的套利。目前江蘇關于儲能的政策已相對比較完善，儲能還可參加調峰輔助服務市場獲得相應的收益，逐步降低的儲能投資成本和日益完善的市場機制使得用戶側儲能成本回收周期縮短，具備商業運營的可持續性。

表1 江蘇推進儲能建設發展的政策Table 1 Jiangsu’s policies for promoting energy storage construction and development

2 工業用戶側儲能電池經濟效益模型

2.1 成本模型

式中：C為用戶側儲能的總成本；Cini為初始投資成本，包括全部設備投資成本Cequ以及土建成本Ccon；Crep為每年的設備維護、技術改進成本。

2.2 收益模型

（1）充放電收益

根據《國家發展改革委關于江蘇省實施季節性尖峰電價有關問題的復函》（發改價格〔2015〕1028號），放電收益分為非夏季和夏季（7、8月）2類。

?非夏季每日放電收益

式中：Pf為江蘇工業用電高峰時段電價；η為儲能放電效率；tf為高峰時段放電時長；Pfmax為儲能最大放電功率。

?夏季每日放電收益

式中：Pj為江蘇工業用電尖峰時段電價；tj為高峰時段放電時長。

?每日充電收益

式中：Pg為江蘇工業用電低谷時段電價；tg為低谷時段充電時長；Pp為江蘇工業用電平段電價；tp為平段充電時長；Pcmax為儲能最大充電功率，其值等于最大充電功率。

則全年充放電收益為

式中：d1為全年非夏季儲能運行天數；d2為全年夏季儲能運行天數。

（2）調峰輔助服務收益

式中：Qxf為儲能削峰的收益；Qtg為儲能填谷的收益；Pxf為儲能參與削峰時的價格；txf為儲能每次參與削峰的時長；dxf為儲能參與削峰的天數；Ptg為儲能參與填谷時的價格；ttg為儲能每次參與填谷的時長；dtg為儲能參與填谷的天數；Pmax為儲能的最大充放電功率。

則每年的總收益為

式中:Qcf為儲能全年的充放電收益；Qtf為參與調峰服務的收益。

2.3 經濟性分析

（1）回收期計算

資金具有時間價值，計算儲能項目投資回收期時需考慮將資金的時間價值，引入費用年值和費用現值。

?費用年值

費用年值是將儲能項目的投資成本和經營成本分攤到儲能項目周期內每一年的數值，初始投資成本的費用年值為

式中：C1為儲能項目初始投資成本，即全部設備投資成本和土建成本之和；r為折現率，一般取5%；T為儲能項目周期。

?費用現值

費用現值是將儲能項目各年的收益折算到項目期初的數值，即

式中：Q為儲能項目每年的收益；(1+r)-t為將第t年的收益折算到項目初期所乘的系數。

?靜態回收期

靜態回收期nj即不考慮資金時間價值時，收回投資成本的年限，即

?動態回收期

動態回收期nd即考慮資金時間價值時的回收成本的年限，即

式中：k為項目周期的第k年；(1+r)-k為將第k年的收益折算到項目初期所乘的系數。

根據動態回收期的計算，可得到儲能項目在第幾年可回收全部成本并開始創造收益，從而可知儲能項目是否可以在壽命周期內獲利并且可求得在整個項目周期內的收益現值，即

3 算例分析

假定在工業園區35 kV至110 kV以下的大工業用戶側配置10 MW/40 MWh的儲能系統，非夏季和夏季的充放電策略如圖1和圖2所示。非夏季時，在每天谷時段0:00—4:00，平時段12:00—16:00對儲能進行各4 h的充電，總共充電時長8 h，在每天峰時段8:00—12:00，17:00—21:00各進行放電4 h，總共放電8 h；夏季時，儲能每天在谷時段0:00—4:00，平時段12:00—14:00、15:00—17:00進行充電，總共充電時長為8 h，每天在峰時段8:00—10:00、11:00—12:00、19:00—22:00以及尖峰時段10:00—11:00、14:00—15:00放電，總共放電時長為8 h。

按照江蘇省制定的政策，35 kV至110 kV以下工業用電夏季和非夏季峰谷分時銷售電價如表2所示。假設儲能電站全年共運行300天，其中非夏季238天，夏季62天，假定秋冬季參與填谷60天，每天4 h，夏季參與削峰60天，每天4 h。

圖1 非夏季的充放電策略圖（2充2放）Fig.1 Charging and discharging strategy in non summer seasons（twice charging and twice discharging）

圖2 夏季的充放電策略圖（3充3放）Fig.2 Charging and discharging strategy in summer（three times charging and three times discharging）

表2 江蘇省35 kV以下工業用電電價表Table 2 Electricity price of industrial power consumption of 35 kV in Jiangsu province

3.1 算例1鋰離子電池儲能

（1）成本分析

鋰離子電池儲能系統全部設備投資成本Cequ大致為1.2~1.6元/Wh，取中間值1.4元/Wh，土建施工成本Ccon為0.4元/Wh，則總的初始投資成本Cini為7 200萬元，另外每年的運行維護、技術改進費用Crep為3%的設備投資成本，即168萬元/年。

（2）收益分析

鋰離子電池的充放電效率η設為90%，其全年充放電收益如表3所示。

表3 鋰離子電池儲能的充放電收益Table 3 Charging and discharging benefits of lithium-ion battery energy storage

按照江蘇能源監管辦印發的《江蘇電力市場用戶可調負荷參與輔助服務市場交易規則（試行）》，中長期可調負荷調峰交易的谷段報價上限為0.25元/kWh，峰段報價上限為0.9元/kWh，2021年一季度啟動試運行。假定在市場初期儲能以報價上限的90%的價格進入輔助服務市場進行調峰，即谷段價格Ptg為0.225元/kWh，峰段價格Pxf為0.81元/kWh，則每年調峰輔助服務收益Qtf為248.4萬元。

則鋰離子電池每年的收益Q為1 260.1萬元。

（3）經濟性分析

靜態回收期nj為5.71年，而鋰離子電池的壽命一般為8年，以下計算用戶側配置鋰離子電池儲能項目的動態回收期。

解得Tpayback=7，即在第7年能收回投資。

8年的總收益為1 351.51萬元。每年的成本收益現值如表4所示。

表4 用戶側配置鋰離子儲能每年的成本收益現值Table 4 The annual cost and current value of benefits of configuring lithium-ion battery energy storage on the user side

3.2 算例2全釩液流電池儲能

全釩液流儲能技術商業化推廣的關鍵難題之一在于成本高，電解液的成本占到了液流電池總成本60%~70%，根據電解液可循環利用的特點，考慮電解液租賃的商業模式，節省初始投資成本，用戶只需每年交一定金額的電解液租賃費用，很大程度上減少了成本費用。

（1）成本分析

全釩液流電池儲能系統全部設備投資成本Cequ為2.0~2.5元/Wh，取中間值2.3元/Wh，考慮租用電解液的商業模式可以節約1.2~1.5元/Wh的投資成本，取中間值1.3元/Wh，土建施工成本為0.6元/Wh，則總初始投資成本為6 400萬元，租賃的電解液租金為1.0元/Wh，每年的運行維護、技術改進費用Crep為1%的設備投資成本，即40萬元/年；假定電解液的租金費用考慮的年化利率為4.6%，將電解液的總租金分攤到全釩液流合同周期20年，則每年的電解液租金費用年值為310.2萬元。

（2）收益分析

全釩液流電池的充放電效率η設為80%，其全年充放電收益如表5所示。

每年的調峰輔助服務收益Qtf與鋰離子電池相同為248.4萬元，則全釩液流電池儲能系統考慮電解液租金后每年的收益Q為876.7萬元。

（3）經濟性分析

靜態回收期nj為7.3年，動態回收期計算如下。

解得Tpayback=9，即在第9年能收回投資。

20年的總收益為4 724.96萬元。每年的成本收益現值如表6所示。

4 針對江蘇發展工業用戶側儲能的建議

目前提出的碳達峰及碳中和的宏偉目標即到2030年實現碳達峰，2060年實現碳中和，以及到2030年非化石能源占一次能源比重達25%，風電、太陽能發電總裝機容量達12億kW。可再生能源將實現跨越式發展，而發展用戶側儲能是實現可再生能源穩定安全發展的必要條件。針對江蘇發展工業用戶側儲能提出如下建議。

表6 用戶側配置全釩液流電池儲能每年的成本收益現值Table 6 The present value of the annual cost and benefit of the all-vanadium redox flow battery energy storage on the user side

（1）推進儲能技術的創新研發，加快用戶側儲能成本的降低，不斷拓展用戶側儲能的應用領域。

（2）完善用戶側儲能的相關補貼政策，明確用戶側儲能參與需求響應的優惠或獎勵政策，將用戶側儲能和可再生能源的消納建立聯動機制。

（3）創新合作模式。江蘇目前用戶側儲能的投資模式有用戶自主投資方式、合同能源管理方式，以及綜合能源服務公司和廠家及用戶三方合作的方式，進一步加快創新合作方式，如全釩液流電池儲能采用電解液租賃的方式等。

（4）積極吸引第三方投資發展用戶側儲能項目。如安徽蕪湖投放首筆世界銀行可再生能源與電池儲能促進項目貸款，積極引入國際資本服務蕪湖綠色項目。

（5）加快建設智能化管理平臺，將用戶側儲能接入，方便獲取數據，實現儲能的運行監控和管理，進行儲能狀態的分析和提高利用效率等，同時也能為儲能的補貼政策的制定和參與電網互動提供數據依據。

5 結束語

發展工業用戶側儲能對于電網來說可以緩解高峰用電緊張和線路阻塞問題，通過用電負荷的時空轉移延緩電網的建設升級；平抑負荷和可再生能源波動，增強電網可控性；改善電能質量，提高電網運行的安全性和穩定性；可以協調可再生能源電力，避免限電問題再現。同時，對于用戶來說可以實現峰谷價差套利，獲得政策補貼和利潤，從而實現電網側和用戶側雙贏。

本文結合江蘇現行的工業用戶各時段電價和調峰輔助服務政策，對磷酸鐵鋰電池儲能和全釩液流電池儲能進行了成本和收益算例分析，通過計算投資回報年限以及總收益現值的大小，來判斷2類儲能的大規模推廣和發展應用前景，并給出了江蘇發展用戶側儲能的一些建議，期望能為江蘇用戶側儲能的發展提供一些有益參考。