計(jì)及電池壽命的儲能參與調(diào)頻市場收益分析

章 楓，房 樂，陸承宇，鄧 暉，周子青，馬駿超

（1.國網(wǎng)浙江省電力有限公司電力科學(xué)研究院，杭州 310014；2.國網(wǎng)浙江省電力有限公司電力市場仿真實(shí)驗(yàn)室，杭州 310014）

0 引言

儲能可以在電力系統(tǒng)中發(fā)揮平抑可再生能源波動(dòng)、削峰填谷、提高供電可靠性、調(diào)峰和調(diào)頻等重要作用[1-2]，作為重要高彈性資源，能夠?yàn)殡娋W(wǎng)運(yùn)行提供調(diào)峰、調(diào)頻、備用、黑啟動(dòng)、需求響應(yīng)支撐等多種服務(wù)，是提升傳統(tǒng)電力系統(tǒng)靈活性、經(jīng)濟(jì)性和安全性的主要手段之一。隨著“過億電網(wǎng)”時(shí)代的來臨及電力現(xiàn)貨市場試點(diǎn)工作的推進(jìn)，浙江電網(wǎng)面臨著安全可靠、清潔低碳、經(jīng)濟(jì)高效考驗(yàn)，需借鑒美國成熟電力市場的經(jīng)驗(yàn)[3-4]，加大儲能發(fā)展力度，促進(jìn)浙江省儲能技術(shù)和產(chǎn)業(yè)發(fā)展，助力清潔能源示范省的建設(shè)。然而，儲能定價(jià)權(quán)限在國家層面，目前尚無充放電價(jià)、補(bǔ)償電價(jià)等配套電價(jià)機(jī)制。同時(shí)，現(xiàn)有成本監(jiān)審辦法和定價(jià)辦法明確規(guī)定儲能設(shè)施不得納入有效資產(chǎn)，相關(guān)成本費(fèi)用不得納入準(zhǔn)許成本。電網(wǎng)側(cè)儲能缺乏相應(yīng)的成本疏導(dǎo)途徑。因此，探究儲能通過市場化手段回收成本并獲得合理收益是保障電化學(xué)儲能行業(yè)高質(zhì)量、可持續(xù)發(fā)展的重點(diǎn)。2017年，國家發(fā)改委等五部委聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于促進(jìn)儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見（發(fā)改能源）〔2017〕1701 號》，要求建立健全儲能參與的市場機(jī)制，允許儲能系統(tǒng)與機(jī)組聯(lián)合或作為獨(dú)立主體參與輔助服務(wù)交易[5]。近年來，江蘇、江西、山東等省份相繼發(fā)文鼓勵(lì)儲能參與市場化交易。

2015 年，中共中央國務(wù)院發(fā)布了《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見》（中發(fā)〔2015〕9號），按照“管住中間、放開兩頭”的體制架構(gòu)，有序推進(jìn)電價(jià)改革、電力交易體制改革、發(fā)用電計(jì)劃改革等。2017 年6 月，隨著浙江省政府經(jīng)濟(jì)體制改革工作領(lǐng)導(dǎo)小組會議的順利召開，浙江電力體制改革綜合試點(diǎn)工作正式啟動(dòng)。截至目前，浙江電力現(xiàn)貨市場順利完成4 次結(jié)算試運(yùn)行工作，市場參與主體包括全省統(tǒng)調(diào)發(fā)電廠，省統(tǒng)調(diào)風(fēng)電、光伏發(fā)電機(jī)組暫參與模擬報(bào)價(jià)，不參與出清和調(diào)電，外來電、電化學(xué)儲能和用戶側(cè)暫不參與。

儲能系統(tǒng)參與電力現(xiàn)貨市場主要通過2 種方式獲利：一是參與電能量市場，憑借充放電價(jià)差獲利；二是參與調(diào)頻輔助服務(wù)市場，獲得調(diào)頻調(diào)用從而獲利[6-8]。但儲能系統(tǒng)運(yùn)行具有較強(qiáng)的時(shí)間耦合性，且運(yùn)行成本變化復(fù)雜，市場機(jī)制的差異會對儲能的運(yùn)行特性和收益產(chǎn)生較大影響。目前浙江電力現(xiàn)貨市場仍處于建設(shè)初期，尚未建立針對獨(dú)立儲能參與的相關(guān)機(jī)制。有關(guān)儲能申報(bào)信息、調(diào)用及結(jié)算方式尚不明確，且目前浙江電力現(xiàn)貨市場峰谷價(jià)差不大，儲能參與電能量市場難以回收成本，因此開展儲能參與浙江調(diào)頻市場機(jī)制研究，具有極強(qiáng)的現(xiàn)實(shí)意義和理論價(jià)值。

1 電力市場基本框架

本文采用具有普遍意義的電力市場基本框架，以研究儲能在調(diào)頻市場中的全壽命周期收益情況。

假設(shè)儲能電站作為單一調(diào)頻輔助服務(wù)單元以調(diào)頻申報(bào)模式參與調(diào)頻市場，調(diào)頻申報(bào)包括調(diào)頻容量申報(bào)、調(diào)頻容量價(jià)格申報(bào)和調(diào)頻里程價(jià)格申報(bào)。儲能參與調(diào)頻市場的機(jī)制為：綜合考慮調(diào)頻市場需求、調(diào)頻服務(wù)供應(yīng)商的數(shù)據(jù)、綜合調(diào)頻性能指標(biāo)等，根據(jù)調(diào)頻報(bào)價(jià)機(jī)組申報(bào)的容量報(bào)價(jià)、調(diào)頻容量以及里程報(bào)價(jià)，技術(shù)支持系統(tǒng)根據(jù)每臺機(jī)組的歷史調(diào)頻性能歸一化指標(biāo)對報(bào)價(jià)進(jìn)行調(diào)整，得到調(diào)整后的調(diào)頻里程成本、調(diào)頻容量成本和機(jī)會成本；將調(diào)整容量報(bào)價(jià)，調(diào)整機(jī)會成本和（調(diào)整里程報(bào)價(jià)×里程容量比）加總計(jì)算得到的調(diào)頻組合排序價(jià)格由低到高進(jìn)行排序；按調(diào)頻排序價(jià)格從低到高依次出清，直至中標(biāo)的AGC（自動(dòng)增益控制）單元容量總和滿足電力調(diào)度機(jī)構(gòu)發(fā)布的調(diào)頻需求；當(dāng)AGC 單元的排序價(jià)格相同時(shí)，優(yōu)先出清容量高的AGC 單元；最后一個(gè)中標(biāo)的AGC 單元調(diào)頻排序價(jià)格為調(diào)頻市場的統(tǒng)一出清價(jià)格；將中標(biāo)機(jī)組的調(diào)整里程報(bào)價(jià)進(jìn)行排序，得到調(diào)頻里程出清價(jià)格。

調(diào)頻容量出清價(jià)格=調(diào)頻出清價(jià)格-調(diào)頻里程出清價(jià)格×里程容量比。

中標(biāo)儲能電站在調(diào)頻市場上提供調(diào)頻服務(wù)可以獲得相應(yīng)的調(diào)頻容量和調(diào)頻里程費(fèi)用。調(diào)頻容量、調(diào)頻里程費(fèi)用按日統(tǒng)計(jì)、按月進(jìn)行結(jié)算。其月度調(diào)頻容量費(fèi)用Sbc和調(diào)頻里程費(fèi)用的計(jì)算公式分別為：

式中：n 為每月現(xiàn)貨市場總的交易周期數(shù)；Qbc，i為該機(jī)組在第i 個(gè)交易周期的中標(biāo)調(diào)頻容量；Qbm，i為該機(jī)組在第i 個(gè)交易周期的實(shí)際調(diào)頻里程，由AGC 數(shù)據(jù)接入給出；πbc，i為第i 個(gè)交易周期的調(diào)頻容量結(jié)算價(jià)格；πbm，i為第i 個(gè)交易周期的調(diào)頻里程結(jié)算價(jià)格；Kb，i為發(fā)電單元在第i 個(gè)交易周期的歷史調(diào)頻性能歸一化指標(biāo)平均值。

調(diào)頻市場出清具體流程如圖1 所示，具體示例如下。

圖1 調(diào)頻市場運(yùn)行流程

1.1 調(diào)頻市場報(bào)價(jià)及調(diào)整

系統(tǒng)中有4 臺機(jī)組參與調(diào)頻市場，市場主體需在調(diào)頻市場中進(jìn)行容量報(bào)價(jià)、調(diào)頻容量和調(diào)頻里程申報(bào)，如表1 所示。其中：調(diào)整容量報(bào)價(jià)=容量報(bào)價(jià)/調(diào)頻性能指標(biāo)，調(diào)整里程報(bào)價(jià)=里程報(bào)價(jià)/調(diào)頻性能指標(biāo)。

表1 調(diào)頻市場成本調(diào)整

1.2 調(diào)頻出清

將表2 的調(diào)整容量報(bào)價(jià)、調(diào)整機(jī)會成本和（調(diào)整里程報(bào)價(jià)×里程容量比）加總計(jì)算得到調(diào)頻組合排序價(jià)格，并由低到高排序，如表2 所示。假設(shè)系統(tǒng)調(diào)頻需求為25 MW，則邊際調(diào)頻機(jī)組為D。

表2 調(diào)頻市場出清

1.3 調(diào)頻定價(jià)

假設(shè)系統(tǒng)出清的中標(biāo)機(jī)組實(shí)際機(jī)會成本未發(fā)生變化，可以得到調(diào)頻定價(jià)排序價(jià)格如表3 所示。

表3 調(diào)頻市場定價(jià)

由表3 調(diào)頻定價(jià)價(jià)格排序可知，調(diào)頻出清價(jià)格為32.75 元/MWh，邊際機(jī)組為D。對中標(biāo)機(jī)組的調(diào)頻里程報(bào)價(jià)進(jìn)行排序，結(jié)果如表4 所示。

由表4 調(diào)頻里程價(jià)格排序可知，調(diào)頻里程出清價(jià)格為1.813 元/MW，邊際機(jī)組為D?？梢杂?jì)算得到調(diào)頻容量出清價(jià)格為14.62 元/MWh。

表4 調(diào)頻里程定價(jià)

1.4 調(diào)頻結(jié)算

假設(shè)D 機(jī)組一小時(shí)內(nèi)的調(diào)頻里程為100 MW，實(shí)際調(diào)頻性能歸一化指標(biāo)為0.85，則其1 h 調(diào)頻容量費(fèi)用為1 h×調(diào)頻容量出清價(jià)格×出清容量×實(shí)際調(diào)頻性能歸一化指標(biāo)=14.62×10×0.85=124.27元，調(diào)頻里程費(fèi)用為調(diào)頻里程出清價(jià)格×實(shí)際里程×實(shí)際調(diào)頻性能歸一化指標(biāo)=1.813×100×0.85=154.11 元，合計(jì)費(fèi)用278.38 元。

2 儲能電池模型

在分析與評估儲能參與調(diào)頻市場收益時(shí)，不能不考慮電化學(xué)儲能的運(yùn)行效率和壽命衰減的影響。國內(nèi)外研究發(fā)現(xiàn)，電化學(xué)儲能充放電速率、DOD（充放電深度）和儲能荷電狀態(tài)等均會對儲能的運(yùn)行效率及壽命衰減產(chǎn)生非線性影響[9]。

2.1 電池衰減

通常將電池充放電過程的老化和閑置過程的老化分別稱為循環(huán)老化和日歷老化[10]。一般認(rèn)為，當(dāng)鋰離子電池的能量容量下降為額定能量容量的80%時(shí)，鋰離子電池將無法正常使用，處于完全老化階段[11]。不考慮環(huán)境溫度對電池壽命的影響，假設(shè)在100%DOD 情況下，電池的循環(huán)壽命為Tcycle=N100，由文獻(xiàn)[8]可知，在d DOD 下電池的循環(huán)壽命可表示為：

式中：kp為定值，對不同電池而言其取值范圍一般在0.8～2.1[8]；d 為電池充放電深度。DOD 對電池循環(huán)壽命的影響較大，且電池循環(huán)壽命與DOD呈非線性關(guān)系。如文獻(xiàn)[12]所述，法國電池制造商FORSEE POWER 的HE 48 V 鋰電池的kp值約為1.1。則若電池在d DOD 下電池循環(huán)nd次，其等效100%DOD 電池循環(huán)次數(shù)可以表示為：

2.2 電池循環(huán)壽命的類雨流計(jì)數(shù)法

若以一天為計(jì)算單位，其等效100% DOD 循環(huán)次數(shù)為：

同理可知，若儲能參與調(diào)頻市場，其荷電量變化為[7]：

式中：Ocy（τ）為截止到τ 天的電池100%DOD 循環(huán)次數(shù)；Lcy為電池循環(huán)壽命次數(shù)。則τ 天ith的SOC 為。

儲能電站參與調(diào)頻市場的電池壽命計(jì)算流程如圖2 所示。具體流程如下：

圖2 電池壽命計(jì)算流程

步驟1：初始化各項(xiàng)計(jì)算參數(shù)，令Lcy等于電池的100%DOD 循環(huán)壽命次數(shù)，Lcal為電池的日歷壽命天數(shù)，Brated為電池的初始額定容量。

步驟2：初始化天數(shù)及Ocy（τ）值，令初始的電池100%DOD 循環(huán)次數(shù)為0。

步驟3：根據(jù)式（10）計(jì)算剩余電池容量Ba（τ）。

步驟4：若剩余電池容量大于等于80%，則根據(jù)式（7）—（9）計(jì)算τ+1 天的電池等效100%DOD 循環(huán)次數(shù)，其中τ 天的Emax（τ）為Ba（τ）。截止到τ 天的電池100%DOD 循環(huán)次數(shù)Ocy（τ）=Ocy（τ-1）+（τ）。若剩余電池容量小于80%，流程結(jié)束。

3 算例分析

浙江電網(wǎng)側(cè)儲能起步較晚，總體尚未形成規(guī)模，發(fā)展相對緩慢。目前，共規(guī)劃建設(shè)2 批電網(wǎng)側(cè)儲能電站，第一批電網(wǎng)側(cè)儲能共4 座，規(guī)模合計(jì)22.03 MW/69.65 MWh，動(dòng)態(tài)投資總額約為1.712 億元，項(xiàng)目具體情況如表5 所示。

表5 浙江省已投運(yùn)或在建電網(wǎng)側(cè)儲能項(xiàng)目概況

3.1 仿真參數(shù)

設(shè)置一個(gè)容量為24 MWh，額定充放電功率為9 MW 的磷酸鐵鋰電池儲能電站，參考PJM 電力市場某日的儲能電站AGC 調(diào)頻指令及荷電量變化情況數(shù)據(jù)，并按照儲能參與浙江電力市場方案與模擬報(bào)價(jià)策略[13]，基于浙江電力市場某月典型方式的調(diào)頻里程和容量價(jià)格仿真數(shù)據(jù)進(jìn)行復(fù)盤分析。

浙江某儲能電站實(shí)測參數(shù)及收益仿真基礎(chǔ)參數(shù)如表6 和表7 所示。

表6 某儲能電站實(shí)測參數(shù)

表7 某儲能電站收益仿真基礎(chǔ)參數(shù)

3.2 全周期壽命仿真

參考PJM 電力市場某日的儲能電站AGC 調(diào)頻指令及荷電量變化數(shù)據(jù)，根據(jù)儲能電池循環(huán)壽命類雨滴計(jì)數(shù)法模型可得在保持儲能電站額定容量不變的情況下，不同額定充放電功率時(shí)儲能電站參與調(diào)頻市場的循環(huán)老化壽命，結(jié)果如圖3 所示。后續(xù)仿真全周期壽命時(shí)取日歷壽命與循環(huán)老化壽命的低值。

圖3 不同功率下的儲能電站循環(huán)老化壽命

3.3 仿真結(jié)果分析

儲能參與調(diào)頻市場時(shí)，由于其調(diào)節(jié)性能好，對AGC 指令響應(yīng)較快，因此將歷史調(diào)頻性能歸一化指標(biāo)平均值設(shè)為1。儲能的調(diào)頻容量和調(diào)頻里程價(jià)格參考浙江電力市場典型方式仿真數(shù)據(jù)。

影響電化學(xué)儲能市場化收益主要有放電容量、電池類型、電池充放電循環(huán)次數(shù)、儲能電站規(guī)模等關(guān)鍵性能指標(biāo)。本文主要通過測算放電容量、電池充放電循環(huán)次數(shù)、儲能電站規(guī)模3 個(gè)關(guān)鍵性能指標(biāo)對儲能電站市場化收益的影響，為儲能電站參與浙江電力市場策略、提高市場化收益提供相關(guān)參考意見與建議。

1）算例1：儲能按標(biāo)準(zhǔn)參數(shù)參與調(diào)頻市場收益。

儲能按標(biāo)準(zhǔn)參數(shù)參與浙江調(diào)頻市場，根據(jù)浙江某月實(shí)際模擬試運(yùn)行分時(shí)段調(diào)頻里程數(shù)據(jù)估算，可得儲能電站參與浙江調(diào)頻市場月調(diào)頻里程為80 352 MW，由浙江電力市場某月典型方式的調(diào)頻里程和容量價(jià)格仿真數(shù)據(jù)可知，每30 min出清時(shí)段的平均調(diào)頻容量價(jià)格為116.3 元/MW，平均調(diào)頻里程價(jià)格為12.44 元/MW。因此，由式（1）和式（2）計(jì)算可得儲能參與某月浙江調(diào)頻市場預(yù)計(jì)收益為177.8 萬元，以此作為儲能電站月度經(jīng)營性收益，預(yù)計(jì)年度收益為2 134.1 萬元。同時(shí)由圖3 分析可得標(biāo)準(zhǔn)參數(shù)下儲能電站的全壽命周期為6.85 年，依據(jù)表7 計(jì)算可得全壽命周期儲能電站的總凈現(xiàn)值收入為7 985.89 萬元，投資回報(bào)率預(yù)計(jì)為0.76%，折現(xiàn)后基本能回收投資成本。

2）算例2：不同放電容量下儲能參與調(diào)頻市場收益。

保持儲能電站的額定容量不變，分析不同額定功率下儲能電站參與調(diào)頻市場的收益情況時(shí)，成本差異主要體現(xiàn)在變流器購買成本上。通過模擬改變儲能電站的額定功率仿真，可得到不同額定功率下儲能電站參與調(diào)頻市場的收益結(jié)果，如圖4 所示。

圖4 不同放電容量下的儲能電站收益

從圖4 可以看出，儲能電站參與調(diào)頻市場投資回報(bào)與收益率隨著額定功率的增加先增后減，其最大收益在儲能電站額定功率為13.8 MW 左右達(dá)到，此時(shí)固定成本為8 156.4 萬元，全壽命周期總凈現(xiàn)值為8 400.7 萬元，投資回報(bào)率為2.995%。

3）算例3：不同電站規(guī)模下儲能參與調(diào)頻市場收益。

保持儲能電站的放電容量不變，分析不同儲能電站規(guī)模下儲能電站參與調(diào)頻市場的收益情況時(shí)，成本差異主要體現(xiàn)在變流器和電池的購買成本、人工運(yùn)營維護(hù)成本上。通過模擬改變儲能電站的規(guī)模，可得到不同儲能電站規(guī)模下儲能參與調(diào)頻市場的收益結(jié)果，如圖5 所示。

圖5 不同電站規(guī)模下的儲能電站收益

從圖5 可以看出，儲能電站參與調(diào)頻市場投資回報(bào)與收益率隨著儲能電站規(guī)模的增大而增大，當(dāng)電池類型為磷酸鐵鋰電池、儲能電站規(guī)模為8.8 MW/23.47 MWh 時(shí)，儲能電站已基本能覆蓋其固定成本和運(yùn)營成本，此時(shí)固定成本為7 819.69 萬元，全壽命周期總凈現(xiàn)值為7 830.21萬元，投資回報(bào)率約為0.135%。

4）算例4：不同電池循環(huán)壽命下儲能參與調(diào)頻市場收益。

保持儲能電站的電池類型、電池循環(huán)效率、儲能電站規(guī)模及放電容量不變，分析不同電池循環(huán)次數(shù)下儲能電站參與調(diào)頻市場的收益情況時(shí)，通過模擬改變電池的循環(huán)壽命次數(shù)仿真可得到不同電池循環(huán)壽命次數(shù)下的收益結(jié)果，如圖6 所示。

圖6 不同電池循環(huán)壽命下的儲能電站收益

從圖6 可以看出，儲能電站參與調(diào)頻市場投資回報(bào)與收益率隨著儲能電站電池的循環(huán)壽命次數(shù)增大而增大，當(dāng)電池類型為磷酸鐵鋰電池、電池循環(huán)壽命次數(shù)達(dá)到4 934 次時(shí)，儲能電站已基本能覆蓋其固定成本和運(yùn)營成本，此時(shí)固定成本為7 926 萬元，全壽命周期總凈現(xiàn)值為7 925.55萬元，投資回報(bào)率約為-0.006%。

電池價(jià)格通常占到儲能電站投資總成本的一半。從測算評估而言，磷酸鐵鋰電池因其循環(huán)次數(shù)優(yōu)于鉛碳電池，能夠在調(diào)頻市場中獲得更高的投資回報(bào)率。但對比物理特性而言，鋰電池存在一定的安全隱患。因此，建議在環(huán)境條件良好、沒有特殊安全需求的地區(qū)優(yōu)先選擇磷酸鐵鋰電池作為儲能電池。此外，考慮到電池的全壽命周期（5～8 年）一般低于其他電氣設(shè)備（約15 年），可通過更換電池繼續(xù)進(jìn)行儲能站運(yùn)維，從而提高后續(xù)年份的投資回報(bào)率。

4 結(jié)論

基于儲能電池的電池衰減和電池壽命計(jì)算模型，參考PJM 電力市場的儲能電站AGC 調(diào)頻指令及荷電量變化情況和浙江電力市場某月典型方式的仿真調(diào)頻里程和容量價(jià)格數(shù)據(jù)進(jìn)行復(fù)盤分析，得到主要結(jié)論如下：

1）在當(dāng)前浙江電力市場環(huán)境下，儲能參與輔助服務(wù)市場具有較好經(jīng)濟(jì)效益，部分儲能電站已基本具備回收其固定投資和運(yùn)營成本的能力。但儲能電站電池包括多種類型，且成本相差較大，同時(shí)本文計(jì)算存在一定的簡化與模擬化，后續(xù)將通過推動(dòng)儲能電站參與浙江現(xiàn)貨市場結(jié)算試運(yùn)行的調(diào)頻輔助服務(wù)市場，進(jìn)一步驗(yàn)證相關(guān)結(jié)論。

2）電池放電容量、電池充放電循環(huán)次數(shù)、儲能電站規(guī)模對儲能電站的投資回報(bào)和收益率影響較大；儲能電站參與調(diào)頻市場投資回報(bào)與收益率隨著額定功率的增加先增后減；儲能電站參與調(diào)頻市場投資回報(bào)與收益率隨著儲能電站規(guī)模的增大而增大，隨著電池循環(huán)壽命次數(shù)增大而增大。

3）儲能電站應(yīng)優(yōu)先選擇電池循環(huán)效率高，電池充放電循環(huán)次數(shù)高的電池。在額定容量不變的情況下，需合理選擇電化學(xué)儲能電站的放電容量，過低和過高的放電容量均會降低儲能電站的投資回報(bào)率。同時(shí)，在條件允許且放電容量選擇適合的情況下，設(shè)計(jì)時(shí)需盡可能提高儲能電站的規(guī)模，利用規(guī)模效應(yīng)提高儲能電站的投資收益。