貴州省用戶側儲能運行收益模式及效益分析

蒙昌州,劉 敏,陳鑫瑞,王 鍇,潘邦勇

(1.貴州大學電氣工程學院,貴州省 貴陽市 550025;2.貴州電網有限責任公司貴安供電局,貴州省 貴陽市 550031)

0 引言

儲能系統因其靈活的吞吐性,廣泛應用于電力系統的各個領域[1-2],其中包括促進新能源消納[3]、調峰調頻輔助服務[4-5]、緩解線路阻塞[6-7]、削峰填谷[8]、需求響應[9]等方面。但當前儲能投資成本仍高居不下且收益模式尚未明確,使得用戶側儲能發展未能達到預期。用戶側儲能收益模式是儲能回收成本、實現盈利的關鍵方式,收益模式是影響用戶側儲能發展規模及可持續發展的重要因素。因此,研究用戶側儲能收益模式并對其投資效益進行分析具有一定的實用意義。

用戶側儲能應用場景多元,用戶側儲能收益模式的研究呈現多元態勢。文獻[10]對用戶側儲能參與市場容量交易和保供電兩種輔助服務收益模式進行分析。文獻[11]基于需求響應研究了用戶側儲能的收益模型和運營策略,但所涉及的收益模式僅包含需求響應與峰谷套利。文獻[12-13]同時考慮了削峰和需量管理,并提出了參與需量管理的用戶的優化配置及運行的策略,但未涉及需求響應的部分。

有學者對工業用戶配置儲能的收益模式進行了研究,但多數文章在建模時都參照了經濟較為發達的江浙一帶的政策,這可能會導致所得出的結論呈現出較為樂觀的結果,不一定適用于其他部分地區。文獻[14-16]分析了用戶側儲能在多種盈利模式下的經濟性,但所用政策依據都為江蘇省出臺政策,所得結論與其他省份具體實際省情可能存在差異。

綜上所述,用戶側儲能收益模式包括峰谷套利、需量管理、需求響應、政府補貼等模式,且目前對收益模式的討論尚未考慮地區之間的差異性,使所得結果對不同地區可能存在差異性。本文從儲能用戶月度用電成本和收益入手,再拓寬到儲能全生命周期,以貴州省具體政策為依托,對貴州省用戶側儲能收益模式進行建模,并對其效益進行分析。

1 儲能成本模型

電池儲能系統主要由電池組本體、功率轉換裝置、配套輔助設施以及能量管理系統和監控系統等組成。電池投資與儲能額定容量成正比,功率轉換裝置投資與儲能額定功率成正比,配套設備和工程成本與儲能額定容量成正比[17]。儲能投資成本主要與儲能容量和功率相關,儲能成本可分為初始投資成本和運行維護成本。電池儲能初始投資成本CIO主要取決于額定功率和額定容量,即

式中:cp、ce分別為儲能的功率和容量的單位投資成本;Prat、Erat分別為儲能額定功率和額定容量。

儲能運行維護成本即為儲能運行中所付出的維護成本,與儲能的額定功率相關。年運行維護成本COM_nj可表示為

式中com為儲能單位功率年運行維護成本。

綜合考慮經濟的時間價值和儲能全生命周期時間跨度,引入社會發展對儲能運行的影響參數[18],該參數結合經濟學的概念將通貨膨脹與貼現率進行量化考慮,將時間價值的影響納入了儲能全生命周期效益進行結合。

式中:μk為儲能全生命周期計算系數;θir為通貨膨脹率,本文取3%[19-20];θdr為貼現率,本文取7%[21-22];N為儲能運行年限。

全生命周期運行維護費COM可表示為

2 用戶側儲能收益模式

2.1 分時電價下峰谷套利模式

峰谷套利模式是指儲能系統在電價低谷或平段期間充電,然后在電價高峰期放電,從而獲取電價差收益的一種收益模式。

儲能峰谷套利日收益bpvi和全生命周期套利收益BPVI可表示為

式中:i為時刻點;Δt(i)為i時刻所對應的某時間段;Pch(i)、Pdi(i)為儲能在i時刻對應的充電、放電功率;pc(i)、pd(i)為i時刻對應的充放電電價;Uch(i)、Udi(i)為i時刻儲能的充放電狀態標識位,為0-1變量;D為儲能年運行天數;λDOD為儲能充放電深度;γ為儲能容量年衰減率。

2.2 兩部制電價下需量管理模式

需量管理模式是指在兩部制電價基礎上,控制用戶最大需量,從而減少繳納的需量電費的一種間接收益模式。該模式可理解為最大需量越小,用戶所交需量電費越小,間接收益越大。但考慮到用戶實際生產情況,所以最大需量不可能無限制的減小。需量管理模式主要是在參與峰谷套利模式的基礎上,對用戶的需量進行約束,從而減少最大需量增大所帶來的額外支出。所以并不存在單獨減少需量來獲利的收益模式,因為僅控制需量并不能為用戶帶來直接收益。

兩部制電價是將電量電價與容量電價綜合考慮的一種電價制度[23-24]。實施兩部制電價的用戶,每月需繳納按所用電量收費的電量電費,以及按變壓器容量或最大需量繳納的基本電費。最大需量指當月在采樣周期監測到的用戶最大用電功率。安裝儲能后,在一定約束下,可減少用戶最大需量,故基本電費計費選擇按最大需量繳納,從而降低用戶用電成本。

安裝儲能后,用戶在儲能全生命周期內的需量管理收益BDEM可表示為

式中:bdem為安裝儲能后用戶每月的需量管理收益;pdem為需量電價;Pm-max為用戶未安裝儲能時的最大負荷值;Pdem為用戶安裝儲能后所上報的最大需量值。

2.3 電力需求側管理下需求響應模式

電力需求側管理指采取合理、可行的經濟和行政以及技術等管理措施,來保證社會節約用電、綠色用電、有序用電。需求響應是一種用戶參與靈活度較高的電力需求側管理措施,指電力用戶根據價格信號或激勵信號,改變固有用電習慣的行為[25]。在電力市場建設前期,用戶可以響應電網公司的響應邀約,參與需求響應;在電力市場建設成熟期,用戶可以通過云端自主參與需求響應,從而獲取一定的補貼收益。結合貴州省需求響應政策[26],可得全生命周期需求響應收益BDR為

式中:M為參與需求響應總次數;pdr(m)為第m次參加需求響應時的補貼單價;PERC(m)為第m次參與需求響應時的有效響應容量。

需求響應依據有效響應容量進行補貼,響應量計入系數與需求響應容量的對應關系如表1所示。表中:αDR為響應量計入系數;PDR(m)為第m次參與需求響應時的實際響應容量;PBRC(m)為第m次參與需求響應時的中標響應容量。

表1 響應量計入系數取值表Table 1 Value table of response quantity inclusion coefficient

2.4 綜合收益模式

用戶配置儲能后,往往并不只是采取單一的收益模式,而是選擇多種收益模式的最佳組合,以便繳納最少的電費,獲得最大的利益。

在市場條件允許的情況下,用戶可以選擇峰谷套利和需量管理的組合收益模式。通過低儲高放實現峰谷套利,并通過管理需量,降低用電尖峰負荷,減少用電成本,從而實現峰谷套利的直接收益和需量管理的間接收益。此外,在供需互動情景下,需求響應的加入會使得用戶的收益渠道擴寬,用戶可使用峰谷套利、需量管理和需求響應相結合的綜合收益模式來進一步提高收益。

3 用戶側儲能運行優化模型

3.1 目標函數

用戶側儲能運行優化模型以用戶儲能全生命周期凈收益最大為目標函數。具體收益包括峰谷套利直接收益、需量管理間接收益、需求響應直接收益,成本主要包含初始投資成本和運行維護成本。

F為儲能全生命周期凈收益,目標函數具體可表示為

3.2 儲能運行約束條件

3.2.1 儲能運行狀態約束

(1) 儲能荷電狀態約束

1) 儲能荷電狀態波動范圍約束

式中:S(i)為i時刻儲能的荷電狀態;Smin和Smax分別為荷電狀態的下限和上限。

2) 儲能荷電狀態連續性約束

式中:ηch為儲能的充電功率;ηdi為儲能的放電效率。

(2) 儲能充放電狀態約束

式中:Uch(i)充電時取1,不充電時取0;Udi(i)放電時取1,不放電時取0。

(3) 儲能充放電功率約束

式中:Pch-max和Pdi-max分別為儲能最大充電和放電功率。

(4) 儲能電池性能約束

儲能電池的使用壽命與其吞吐量相關度較大,對儲能吞吐量合理約束可延長儲能使用壽命[27]。

式中:a為儲能等效充放電次數,“一充一放”取1,“兩充兩放”取2。

(5) 儲能倍率約束

儲能額定容量與額定功率之間存在正比關系[28-29],其關系約束可表示為

式中β為儲能電池的能量倍率。

3.2.2 需量管理約束

選擇按最大需量計收基本電費時,用戶最大需量應不大于所上報需量的1.05倍,若超過1.05倍,基于貴州省政策規定[30-31],超過部分的基本電費需加一倍收取,故對用戶安裝儲能后的最大需量進行約束。

式中Pload(i)為未安裝儲能時用戶i時刻的負荷功率值。

3.2.3 需求響應約束

貴州省需求響應處于試行階段,對響應時段最大負荷和響應功率范圍尚未有清晰描述,故結合現有其他省份文件,綜合考慮政策文件規定[26,32],對響應時段最大負荷和實際響應容量進行約束

式中:k為開展需求響應的響應時間段;j為開展需求響應前的基線時間段;Pload(k)、Pload(j)為響應時間段和基線時間段的用戶負荷;Pch(k)、Pch(j)為儲能對應時間段的充電功率;Pdi(k)、Pdi(j)為儲能對應時間段的放電功率;Pload-max為上一年度用戶最大負荷值。

4 算例分析

鋰離子電池是比能量最高的一類化學電池儲能技術。其中,磷酸鐵鋰電池具有穩定性高、安全性好、循環壽命長等優點,是電力儲能系統的熱門技術及應用最多的鋰電技術。目前,貴州省首個大型共享儲能電站使用的就是磷酸鐵鋰電池技術[33],為更好跟進貴州省儲能使用實際情況,本文選擇工業用戶配置的儲能類型為磷酸鐵鋰電池。

4.1 參數設置

本文使用貴州省工業用戶2022年度負荷數據進行算例分析,數據已經過脫敏處理。選取鐵合金用戶進行詳細分析,圖1為用戶負荷曲線及電價曲線。分析不同收益模式下用戶所獲收益的差異性,并結合市場環境和現行政策對工業用戶配置儲能的經濟性進行分析。

圖1 用戶負荷及分時電價Fig.1 Users Load and time-of-use pricing

選取的磷酸鐵鋰儲能系統相關信息[18,34]如表2所示。

表2 磷酸鐵鋰電池參數表Table 2 Parameter list of Lithium iron phosphate batteries

貴州峰谷電價政策[35-36]如表3所示。分時電價時段劃分采用最新規定,但因最新電價具體標準未公布,各時段電價采用2021年版電價標準。需量電費選擇最大需量的方式繳納。

表3 貴州省峰谷分時電價Table 3 Time-of-use pricing table of Guizhou Province

4.2 不同收益模式的收益分析

用戶可根據分時電價政策自主進行充放電,也可響應電網調度要求進行需求響應。本算例通過設置3種不同收益模式進行對比分析,一是用戶側儲能僅參與峰谷套利;二是選擇峰谷套利+需量管理模式;三是峰谷套利、需量管理、需求響應相結合的綜合收益模式。通過對用戶側儲能各模式運行下的特征和經濟性進行對比分析,得出儲能最優運行模式。

儲能的額定容量設置為560kW·h,額定充放電功率為280kW。

4.2.1 單獨峰谷套利模式

在峰谷分時電價條件下,用戶配置儲能收益為減少的電量電費。該模式下儲能在谷時電價和平時電價期間充電,在峰時電價期間放電,采取“兩充兩放”策略。

用戶未安裝儲能時,月需交總電費約為341312元,其中電量電費約為311149元,最大需量為942.6kW,需量電費為30163元。安裝儲能后,所交總電費約為339208元,其中電量電費約為303438元,最大需量負荷上升為1117.8kW,需量電費為35776元,月峰谷套利收益約為7712元,凈獲利為2104元。該收益模式下,僅考慮峰谷套利收益,并未對最大需量進行約束,雖然間接獲得了一定收益,使得所交總電費減少了,但最大需量的增加使得需量電費升高,總獲利空間被壓縮。

4.2.2 峰谷套利+需量管理模式

在該模式下,對用戶最大需量進行約束。用戶月需交總電費約為333844元,其中電量電費約為303682元,最大需量負荷回落為未安裝儲能時最大負荷942.6kW,需量電費為30163元,月峰谷套利收益約為7468元,凈獲利7468元。因用戶最大用電負荷出現在22:00—24:00,此時處于平時段,儲能未充電也未放電,需量電費未削減。該收益模式下,峰谷套利收益略微下降,但最大需量未上升,用戶收益較之僅峰谷套利時增加明顯。

4.2.3 綜合收益模式

假定需求響應補助標準[26]取貴州響應價格上限1.5元/kW,月響應次數取2次[37]。選取12:00—14:00為需求響應時段。

在綜合收益模式下,月需交總電費約為333318元,最大需量仍為942.6kW,需量電費無變化,電量電費約為302929元,峰谷套利收益約為6656元,需求響應上報最大響應量為188.5kW,需求響應收益約為1131元,凈獲利7994元。該模式下,峰谷套利收益略微降低,但增加了需求響應收益,在峰谷套利及需量管理間接收益和需求響應直接收益的綜合補償下,用戶用電總成本較前2種模式減少得較多。圖2為運行優化前后電負荷曲線。

圖2 運行優化前后的電負荷曲線Fig.2 Electrical load curves before and after operation optimization

由圖2可知,在谷時段儲能充電,提升了該時段用戶用電負荷;在峰時段實施需求響應,儲能放電,用戶減少從電網取電,起到了“削峰填谷”的積極作用。需求響應結束后,儲能在平時段進行充電,而后在第2個峰時段進行放電套利。表4為用戶在不同收益模式下所交電費及收益對比。

表4 不同收益模式下用戶月用電成本及收益Table 4 Monthly electricity cost and income of users under different income models 104 元

在僅參加峰谷套利模式的情況下,電量電費較之增加需量管理有所減少,但由于此時不考慮需量約束,導致最大需量增大,使得需量電費大幅增加,從而整體收益并不高?？紤]需量管理后,最大需量負荷下降到用戶原用電最大負荷,用戶用電總成本略微下降。綜合收益模式下,峰谷套利收益有所下降,但用戶電量電費降到最低,同時用戶增加了需求響應補貼收益,此時用戶整體收益最高,用戶用電成本最低,說明參與需求響應確能提高用戶用電經濟性。

4.3 儲能成本回收分析

在全生命周期收益和獲利的計算中,綜合考慮通貨膨脹率和貼現率,引入了儲能全生命周期計算系數μk,而非直接從儲能壽命年限進行計算。初始投資成本和運行維護成本構成儲能全生命周期成本。儲能全生命周期收益包含各收益模式下對應的收益來源總和,儲能全生命周期獲利可視為所能減少電費的總值,而儲能全生命周期總利潤則為儲能盈虧的判斷依據。表5為儲能成本及效益分析表。

表5 儲能全生命周期成本及效益Table 5 Energy storage life cycle cost and benefit 104 元

由表5可知,在所設定的參數條件下,無論哪種收益模式,用戶配置儲能都屬于虧損狀態,未能在全生命周期內實現成本的回收,不具備經濟性。其中,峰谷套利模式下,儲能收益雖高于需量管理模式,但由于對最大需量不進行約束,導致增加了較多需量電費,從而單獨峰谷套利模式下,虧損較為嚴重。在考慮需求響應的綜合收益模式下,因為對最大需量進行了約束,同時還增加了需求響應補貼,虧損最少。

4.4 經濟性分析

此部分選取綜合收益模式,分析需求響應補貼和峰谷分時電價對用戶側儲能經濟性的影響。若僅增加需求響應補貼,在儲能全生命周期內,投資儲能效益隨需求響應補貼變化如圖3所示。

圖3 投資儲能效益隨需求響應補貼單價變化關系Fig.3 Relationship between the benefit of investment energy storage and the unit price of demand response subsidies

由圖3可知,需求響應補貼單價為3.6元/kW,儲能投資實現盈虧平衡。隨著需求響應補貼單價逐漸升高,儲能投資逐漸獲利,經濟性初步體現。當補貼單價達到經濟發達省份的12元/kW[30],儲能全生命周期可實現盈利62.27 萬元,儲能投資經濟性明顯。不過,由于需求響應補貼資金采用市場成員分攤的方案,若將補貼標準定得過高,會加劇各市場成員分攤負擔,現階段提高需求響應補貼單價可行性較低,所以仍需拓寬需求響應資金來源渠道,從而提高需求響應補貼標準,使用戶側儲能經濟性提高。

此外,新文件中將貴州省最新峰谷價差確定為4∶1[34],在需求響應補貼單價保持1.5元/kW 不變的基礎上,基于2021版電價標準,將峰谷價差基于平段電價上下浮動60%,其中政府性基金及附加不參與浮動。表6為電價波動與儲能效益表。

表6 電價波動與儲能收益關系Table 6 Electricity price fluctuation and energy storage income relationship

基于現有峰谷分時電價,僅將峰谷價差浮動比例擴大,用戶側儲能仍處于虧損狀態。將平段電價上升10%后,再進行電價的浮動,此時儲能投資扭虧為盈,初步具備經濟性。隨著平段電價上升比例加大,峰時電價變化增大,用戶套利空間擴展。在平段電價上升50%時,用戶全生命周期可獲凈利潤為26.48萬元,投資回報率可達28.07%,經濟效益明顯。

4.5 其余工業用戶投資效益分析

針對貴州省其余具有代表性的部分工業用戶,如:建材、化工、電解錳、鋁冶煉等進行簡略的投資效益分析。表7 為代表性工業用戶投資儲能收益表。

表7 代表性工業用戶投資儲能收益Table 7 Representative industrial users investment energy storage income

由表7可知,采取現階段電價政策,上述4類用戶儲能投資都處于虧損狀態。但當采用4:1的峰谷分時價差時,建材行業將實現略微盈利。建材用戶的投資效益最好,當平段電價上升比例達50%時,將獲利53.01萬元,投資回報率達56.74%?；び脩舻耐顿Y效益較差,當平段電價上升比例為50%時,儲能投資利潤僅為11.04萬元。由于負荷特性及生產工藝流程的不同,電解錳及鋁冶煉在上述任意一種情況下都處于虧損狀態,尚不具備儲能投資盈利性。

5 結論

本文建立了用戶側儲能3種不同的收益模型,并結合貴州最新政策及貴州工業用戶實際情況進行算例分析,得出如下結論:

(1) 在現階段,貴州省鐵合金、建材、化工、電解錳、鋁冶煉等5類工業用戶配置儲能,無論選擇何種收益模式都不能在儲能生命周期內進行儲能投資成本的回收,單個用戶獨立配置儲能尚不具備經濟性。但當將平段電價上升50%后,再進行電價的浮動,建材用戶將獲利最高達53.01萬元,投資回報率為56.74%。

(2) 3種收益模式中,單獨考慮峰谷套利的收益模式總體獲利情況差于另外2種模式?？紤]了需求響應的綜合收益模式,在削減電網用電負荷峰值的同時,還能額外增加用戶收入。就鐵合金用戶而言,若僅增加需求響應補貼,當需求響應補貼單價為3.6元/kW,儲能投資實現盈虧平衡。當補貼單價達到經濟發達省份的12元/kW,儲能全生命周期可實現盈利62.27 萬元。

(3) 算例中用戶配置儲能存在虧損情況,可能包含幾方面因素。一是用戶用電負荷特性的影響,該類用戶最大需量位于平時段,并不存在需量管理方面的收益;二是峰谷分時電價價差較低,應將峰谷分時價差合理增加;三是現階段儲能成本仍較高,單個用戶需獨自承擔配置儲能的高昂成本。