貴州省用戶側(cè)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(wǎng)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(tǒng)因其靈活的吞吐性,廣泛應(yīng)用于電力系統(tǒng)的各個領(lǐng)域[1-2],其中包括促進新能源消納[3]、調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)[4-5]、緩解線路阻塞[6-7]、削峰填谷[8]、需求響應(yīng)[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(cè)儲能發(fā)展未能達到預期。用戶側(cè)儲能收益模式是儲能回收成本、實現(xiàn)盈利的關(guān)鍵方式,收益模式是影響用戶側(cè)儲能發(fā)展規(guī)模及可持續(xù)發(fā)展的重要因素。因此,研究用戶側(cè)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(cè)儲能應(yīng)用場景多元,用戶側(cè)儲能收益模式的研究呈現(xiàn)多元態(tài)勢。文獻[10]對用戶側(cè)儲能參與市場容量交易和保供電兩種輔助服務(wù)收益模式進行分析。文獻[11]基于需求響應(yīng)研究了用戶側(cè)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(yīng)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(yōu)化配置及運行的策略,但未涉及需求響應(yīng)的部分。

有學者對工業(yè)用戶配置儲能的收益模式進行了研究,但多數(shù)文章在建模時都參照了經(jīng)濟較為發(fā)達的江浙一帶的政策,這可能會導致所得出的結(jié)論呈現(xiàn)出較為樂觀的結(jié)果,不一定適用于其他部分地區(qū)。文獻[14-16]分析了用戶側(cè)儲能在多種盈利模式下的經(jīng)濟性,但所用政策依據(jù)都為江蘇省出臺政策,所得結(jié)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(cè)儲能收益模式包括峰谷套利、需量管理、需求響應(yīng)、政府補貼等模式,且目前對收益模式的討論尚未考慮地區(qū)之間的差異性,使所得結(jié)果對不同地區(qū)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(cè)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(tǒng)主要由電池組本體、功率轉(zhuǎn)換裝置、配套輔助設(shè)施以及能量管理系統(tǒng)和監(jiān)控系統(tǒng)等組成。電池投資與儲能額定容量成正比,功率轉(zhuǎn)換裝置投資與儲能額定功率成正比,配套設(shè)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(guān),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(guān)。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(jīng)濟的時間價值和儲能全生命周期時間跨度,引入社會發(fā)展對儲能運行的影響參數(shù)[18],該參數(shù)結(jié)合經(jīng)濟學的概念將通貨膨脹與貼現(xiàn)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(jié)合。

式中:μk為儲能全生命周期計算系數(shù);θir為通貨膨脹率,本文取3%[19-20];θdr為貼現(xiàn)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(cè)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(tǒng)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(yīng)的某時間段;Pch(i)、Pdi(i)為儲能在i時刻對應(yīng)的充電、放電功率;pc(i)、pd(i)為i時刻對應(yīng)的充放電電價;Uch(i)、Udi(i)為i時刻儲能的充放電狀態(tài)標識位,為0-1變量;D為儲能年運行天數(shù);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(chǔ)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(chǎn)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(chǔ)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(jiān)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(nèi)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(cè)管理下需求響應(yīng)模式

電力需求側(cè)管理指采取合理、可行的經(jīng)濟和行政以及技術(shù)等管理措施,來保證社會節(jié)約用電、綠色用電、有序用電。需求響應(yīng)是一種用戶參與靈活度較高的電力需求側(cè)管理措施,指電力用戶根據(jù)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(shè)前期,用戶可以響應(yīng)電網(wǎng)公司的響應(yīng)邀約,參與需求響應(yīng);在電力市場建設(shè)成熟期,用戶可以通過云端自主參與需求響應(yīng),從而獲取一定的補貼收益。結(jié)合貴州省需求響應(yīng)政策[26],可得全生命周期需求響應(yīng)收益BDR為

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

需求響應(yīng)依據(jù)有效響應(yīng)容量進行補貼,響應(yīng)量計入系數(shù)與需求響應(yīng)容量的對應(yīng)關(guān)系如表1所示。表中:αDR為響應(yīng)量計入系數(shù);PDR(m)為第m次參與需求響應(yīng)時的實際響應(yīng)容量;PBRC(m)為第m次參與需求響應(yīng)時的中標響應(yīng)容量。

表1 響應(yīng)量計入系數(shù)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(xiàn)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(xiàn)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(yīng)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(yīng)相結(jié)合的綜合收益模式來進一步提高收益。

3 用戶側(cè)儲能運行優(yōu)化模型

3.1 目標函數(shù)

用戶側(cè)儲能運行優(yōu)化模型以用戶儲能全生命周期凈收益最大為目標函數(shù)。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(yīng)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(shù)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(tài)約束

(1) 儲能荷電狀態(tài)約束

1) 儲能荷電狀態(tài)波動范圍約束

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

2) 儲能荷電狀態(tài)連續(xù)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(tài)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(guān)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(shù),“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(guān)系[28-29],其關(guān)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(yīng)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(guī)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(yīng)約束

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

式中:k為開展需求響應(yīng)的響應(yīng)時間段;j為開展需求響應(yīng)前的基線時間段;Pload(k)、Pload(j)為響應(yīng)時間段和基線時間段的用戶負荷;Pch(k)、Pch(j)為儲能對應(yīng)時間段的充電功率;Pdi(k)、Pdi(j)為儲能對應(yīng)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(shù)。其中,磷酸鐵鋰電池具有穩(wěn)定性高、安全性好、循環(huán)壽命長等優(yōu)點,是電力儲能系統(tǒng)的熱門技術(shù)及應(yīng)用最多的鋰電技術(shù)。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(shù)[33],為更好跟進貴州省儲能使用實際情況,本文選擇工業(yè)用戶配置的儲能類型為磷酸鐵鋰電池。

4.1 參數(shù)設(shè)置

本文使用貴州省工業(yè)用戶2022年度負荷數(shù)據(jù)進行算例分析,數(shù)據(jù)已經(jīng)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(jié)合市場環(huán)境和現(xiàn)行政策對工業(yè)用戶配置儲能的經(jīng)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(tǒng)相關(guān)信息[18,34]如表2所示。

表2 磷酸鐵鋰電池參數(shù)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(guī)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(jù)分時電價政策自主進行充放電,也可響應(yīng)電網(wǎng)調(diào)度要求進行需求響應(yīng)。本算例通過設(shè)置3種不同收益模式進行對比分析,一是用戶側(cè)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(yīng)相結(jié)合的綜合收益模式。通過對用戶側(cè)儲能各模式運行下的特征和經(jīng)濟性進行對比分析,得出儲能最優(yōu)運行模式。

儲能的額定容量設(shè)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(xiàn)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(yīng)補助標準[26]取貴州響應(yīng)價格上限1.5元/kW,月響應(yīng)次數(shù)取2次[37]。選取12:00—14:00為需求響應(yīng)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(yīng)上報最大響應(yīng)量為188.5kW,需求響應(yīng)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(yīng)收益,在峰谷套利及需量管理間接收益和需求響應(yīng)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(yōu)化前后電負荷曲線。

圖2 運行優(yōu)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(yīng),儲能放電,用戶減少從電網(wǎng)取電,起到了“削峰填谷”的積極作用。需求響應(yīng)結(jié)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(yīng)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(yīng)確能提高用戶用電經(jīng)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(xiàn)率,引入了儲能全生命周期計算系數(shù)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(gòu)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(yīng)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(jù)。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(shè)定的參數(shù)條件下,無論哪種收益模式,用戶配置儲能都屬于虧損狀態(tài),未能在全生命周期內(nèi)實現(xiàn)成本的回收,不具備經(jīng)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(yīng)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(yīng)補貼,虧損最少。

4.4 經(jīng)濟性分析

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

圖3 投資儲能效益隨需求響應(yīng)補貼單價變化關(guān)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(yīng)補貼單價為3.6元/kW,儲能投資實現(xiàn)盈虧平衡。隨著需求響應(yīng)補貼單價逐漸升高,儲能投資逐漸獲利,經(jīng)濟性初步體現(xiàn)。當補貼單價達到經(jīng)濟發(fā)達省份的12元/kW[30],儲能全生命周期可實現(xiàn)盈利62.27 萬元,儲能投資經(jīng)濟性明顯。不過,由于需求響應(yīng)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(xiàn)階段提高需求響應(yīng)補貼單價可行性較低,所以仍需拓寬需求響應(yīng)資金來源渠道,從而提高需求響應(yīng)補貼標準,使用戶側(cè)儲能經(jīng)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(yīng)補貼單價保持1.5元/kW 不變的基礎(chǔ)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(guān)系Table 6 Electricity price fluctuation and energy storage income relationship

基于現(xiàn)有峰谷分時電價,僅將峰谷價差浮動比例擴大,用戶側(cè)儲能仍處于虧損狀態(tài)。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(jīng)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(jīng)濟效益明顯。

4.5 其余工業(yè)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(yè)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(yè)用戶投資儲能收益表。

表7 代表性工業(yè)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(xiàn)階段電價政策,上述4類用戶儲能投資都處于虧損狀態(tài)。但當采用4:1的峰谷分時價差時,建材行業(yè)將實現(xiàn)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(chǎn)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(tài),尚不具備儲能投資盈利性。

5 結(jié)論

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

(1) 在現(xiàn)階段,貴州省鐵合金、建材、化工、電解錳、鋁冶煉等5類工業(yè)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(nèi)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(jīng)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(yīng)的綜合收益模式,在削減電網(wǎng)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(yīng)補貼,當需求響應(yīng)補貼單價為3.6元/kW,儲能投資實現(xiàn)盈虧平衡。當補貼單價達到經(jīng)濟發(fā)達省份的12元/kW,儲能全生命周期可實現(xiàn)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(yīng)將峰谷分時價差合理增加;三是現(xiàn)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。