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削峰填谷——用户侧电池储能应用和收益简析

作者:中国储能电站网 来源:融通股份 时间:2019-03-06 浏览:

中国储能电站网讯:7月2日,国家发改委发布的《关于创新和完善促进绿色发展价格机制的意见》(以下简称《意见》)提出,扩大高峰、低谷电价价差和浮动幅度,引导用户错峰用电。储能行业利用峰谷价差套利的这一商业盈利模式获得了国家层面的肯定,用户侧储能朝着商业化发展的道路迈进了一大步。本文将就用户侧电池储能系统的应用模式和峰谷价差套利模式的经济性进行浅析。

▐ 用户侧电池储能应用模式

在用户侧安装电池储能系统有常见的3种应用模式,分别是离网型自发自用系统、并网型负荷+储能系统和并网型光伏+储能系统。其常见用户类型包括无电人口居民用户、学校和政府机关、一般工商业用户、大工业用户等。

图:储能集装箱(来源于网络)

(1)离网型自发自用系统是一个独立的解决方案,适用于没有并网或并网电力不稳定地区,重点解决无电区人口用电和海岛供电问题,安装储能装置用以保障用户供电的持续性,减少高成本低负载的线路建设投资。

(2)并网型负荷+储能系统是指单纯通过储能电池的充放电过程调节用户用电曲线,实现削峰填谷的电池储能系统。从用户价值角度讲,可通过峰谷价差实现套利、减少用户配电变压配置容量和负载损耗、降低停电损失。第3节将重点探讨该应用模式的经济性。

(3)并网型光伏+储能系统在光伏发电基础上使用储能电池作为机动资源,提升自用比例。在光伏发电量多于系统消纳时,储存盈余电量,并在光伏发电量不足时放电。过滤光伏发电的波动性,提升用电质量和可靠性。通过建立适当的能源调度模型,进行更为高效的削峰填谷。

▐ 用户侧电池储能市场研究

近年来,为推进我国储能技术朝着商业化应用发展,国家出台了多项政策。从现有政策解读可知,虽然国家鼓励在用户侧建设分布式储能系统,但我国南方区域暂未出台针对用户侧电池储能的充放电标杆电价、容量补贴细则、充放电补贴细则、用户容量费抵扣细则等;配用电侧的电力现货市场和用户侧参与辅助服务市场等方面的市场机制尚未真正建立,用户侧投资建设的储能在此外部环境下仅能通过削峰填谷, 从峰谷电价差中套利。

图:储能应用于削峰填谷(图表信息来源于网络)

目前,全国用电大省的峰谷价差区间为0.4-0.9元/kWh。据统计,2017年全社会用电量排名前二的省份是广东和江苏,用电量分别为5958.97亿千瓦时和5807.89亿千瓦时。而其峰谷价差均高于0.8元/kWh,为用户侧储能的峰谷价差套利提供了空间。

▐ 并网型负荷+储能系统峰谷价差套利算例分析

本节以广东珠海某企业的用电负荷数据为基础作并网型负荷+储能系统峰谷价差套利的算例分析,选用常规的铅炭电池作为电源分析整个储能系统的投资回收期。为了简化分析,此算例假设全部资金由电力用户直接投放,且不考虑资金时间价值。

(1)储能电池容量计算

根据企业过去一年每月用电情况,可通过以下公式计算储能电池需求容量。

储能电池容量=日均峰时用电量/(充放电深度×电池效率×逆变器效率)

计算结果如下表:

表: 某企业储能电池容量需求计算(设每周用电6日)

从企业的用电负荷来看,在不同的季节用电行为有较大差别,最大需求容量是最小需求容量的3倍。如果想充分利用储能设备,尽快收回投资,则应按最小需求容量配置储能电池(不考虑电池的衰减)。在此算例中,最小需求容量为145kWh,取150kWh作为建设容量。此时电池在一年中各月都满负荷运行,季差容量利用率为100%。

(2)储能电池充放电量计算

铅炭电池的年衰减系数以0.03计算,随着使用年数i增加,电池容量的剩余比率降低。

则,当年充电量=电池剩余容量×年循环次数×DOD电池放电深度×季差容量利用率

当年放电量=当年充电量×电池充放电效率×逆变器效率

珠海市的峰谷电价曲线为两峰一谷,在保证系统只在谷价时段充电的前提下,电池每日只能循环一次(此处不考虑电池充放电功率问题,假设电池在谷段时间能够完全充电)。故年循环次数可算得为6x52=312次。

(3)电池储能系统投资收益测算

电池储能系统的成本主要包含电池的容量成本、逆变器成本和系统的维护成本。针对铅炭电池,容量成本为900元/kWh。逆变器成本为600元/kWh。系统维护费用设为5000元/年。

初期建设总成本=建设容量×(电池单位成本+逆变器单位成本)

当年收益=峰价×当年放电量-谷价×当年充电量

以现行的珠海市电压等级为1-10kV的一般工商业峰谷电价来计算,可得出以下收益测算表。按照国际标准,当电池的容量剩余比例达80%,寿命终止。

表: 某企业电池储能系统投资收益测算

通过初步的收益测算可看出,该企业若仅以峰谷差价套利作为唯一盈利点是不能在电池生命周期内(8年)回收成本的。由此可推论,该模式的典型应用场景在经济效益的角度看,仍然有待提高。

▐ 思考与展望

在现有的储能技术条件和建设成本束下,用户侧电池储能系统的造价仍偏高,是否到了大规模推广应用的拐点值得审慎对待和思考。在储能成本尚未大幅度降低的情况下,用户侧电池储能的发展仍有赖于政策的激励。可从以下四个角度出发,适当调整激励方式:

(1)进一步加大峰谷电价的实施力度,扩大峰谷价差,扩大执行范围;

(2)国家通过从可再生能源补贴中设置专项基金的形式, 按照电池储能系统在电网高峰负荷时段的放电电量进行补贴;

(3)对于建有用户侧电池储能系统的大用户, 可适当减免容量费;

(4)完善用户侧参与辅助服务市场等方面的市场机制,将调峰调频辅助服务、增值服务、现货交易等市场形式逐步延伸到用户侧。

当然,我们相信,随着可再生能源的快速发展,在可期的未来,储能这种有利于提升电力系统运行质量的灵活性资源必将在技术发展、政策支持和成本下降的趋势下得到广泛的应用。

备注:本文提到的储能电池为电化学储能电池

关键字:用户侧储能

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