中國儲能網訊：
摘 要 儲能技術可被用作緩解大規(guī)?？稍偕茉床⒕W壓力的有效手段，可解決風能、太陽能等可再生能源發(fā)電不連續(xù)、不可控的難題。本文基于北盤江流域光伏電站的相關特點，研究了北盤江流域不同儲能模式的優(yōu)化配置，利用電化學儲能與氫儲能相結合的混合儲能優(yōu)化北盤江流域光伏運行，并以儲能系統(tǒng)凈現(xiàn)值成本最小為目標函數(shù)，以儲能系統(tǒng)容量及充放電最大功率為約束，對不同類型儲能裝置的經濟效益進行分析，并進行優(yōu)化配置，基于HOMER Pro軟件運行分析得出最優(yōu)儲能容量配置后，根據貴州省現(xiàn)行的價格標準，對其經濟性分為發(fā)電側、電網側及融資租賃模式多應用場景進行分析，得出各應用模式下的經濟效益及營收模式，為該地區(qū)光伏電站配置儲能的實際應用提供了有價值的解決方案。
關鍵詞 儲能技術；電化學儲能；氫儲能；容量配置；多應用場景
伴隨著大規(guī)?？稍偕茉丛O備容量的迅速增長，高比例的可再生能源對電力供應和電網穩(wěn)定性產生了新的挑戰(zhàn)，這些矛盾正逐漸顯現(xiàn)。
根據《貴州省“十四五”電力發(fā)展規(guī)劃》，至2025年貴州省電化學儲能不小于1000 MW。電力系統(tǒng)缺口主要由電化學儲能、煤電、抽水蓄能共同承擔，電化學儲能有效容量為裝機容量的1/3左右，調峰能力按裝機容量的2/3左右考慮，電化學儲能可提供容量約670 MW，可提供調峰約1350 MW；對于北盤江流域，大型電站配置高性能儲能裝置解決電力缺口問題迫在眉睫。
而由于儲能系統(tǒng)目前的成本較高，儲能系統(tǒng)的容量優(yōu)化配置對于電力系統(tǒng)的經濟性、安全性都有著重要的意義。目前國內對于考慮其經濟性的儲能容量配置也已進行了相應的研究，并取得了一定成果，例如：張科杰等建立了一個風、光、荷的概率模型，確定儲能運行控制策略，在考慮配儲經濟性條件下，建立以系統(tǒng)風險最小為目標的儲能選址定容優(yōu)化模型，計算出了儲能最優(yōu)配置；胡臻達等綜合考慮微電網的經濟成本、供電可靠性和棄風率3個指標，構建了氫儲能系統(tǒng)的容量優(yōu)化配置模型，證明了所提模型的合理性；邵志芳等以單位能源成本最小為優(yōu)化目標保證微網經濟性，對風光儲微網組件進行容量優(yōu)化配置；楊歡紅等針對光儲充電站參與實時需求側響應的經濟性評估問題，提出考慮實時需求側響應的光儲充電站容量優(yōu)化配置方法；李湃等以系統(tǒng)等年值收益最大為目標，提出了一種多能互補發(fā)電系統(tǒng)電/熱/氫儲能容量協(xié)調優(yōu)化配置方法，求解模型得到兼顧系統(tǒng)經濟、安全和清潔性的電/熱/氫儲能最優(yōu)配置容量；張夢田等建立了一個以年綜合成本最小為目標函數(shù)的混合儲能容量配置方案，并利用改進的粒子群算法進行求解，得出了最優(yōu)容量配置方案；楊文強等通過考慮儲能成本、出力特性等因素，運用了多種數(shù)值分析理論，并基于儲能配置專用計算工具，通過實際場景驗證了提出的方法及工具的有效性。以上研究成果都是在考慮儲能系統(tǒng)經濟性后，利用了不同的儲能形式及優(yōu)化方法，最終得出了儲能最優(yōu)容量配置方案，但這些都是僅以儲能成本最優(yōu)或年度收益最大作為目標得出最優(yōu)方案，并未深入探究得到最優(yōu)儲能容量后，儲能在發(fā)電側、電網側的經濟性效益，并且以上研究也并未對儲能系統(tǒng)在單一儲能模式及混合儲能模式下不同的容量配置方案進行分析總結。
基于上述研究，本文基于貴州省北盤江流域某發(fā)電站的光伏裝機情況，建立一個電化學儲能-氫儲能結合的混合儲能系統(tǒng)，并以儲能系統(tǒng)凈現(xiàn)值成本最小為目標，通過計算得出在單一電化學儲能模式、單一氫儲能模式和兩者混合儲能模式時的最優(yōu)配置情況，并對最優(yōu)儲能配置時的電網側、發(fā)電側以及融資租賃模式多應用場景的經濟性進行分析，為該電站的儲能配置情況提供相關實際建議。
1 儲能容量優(yōu)化建模
1.1 電化學儲能模型
在本文中，選取了鋰離子電池作為電化學儲能的工具，其荷電狀態(tài)是由充放電功率來表示的：
1.2 氫儲能模型
1.3 光伏發(fā)電系統(tǒng)
（1）太陽光照強度建模
利用全年12個月的每月日照強度和每月晴空指數(shù)來評估空氣透明度。晴空指數(shù)是一個用來描述地面輻射與外部輻射比例的指標，其計算公式如下：地表輻射/地外輻射=晴空指數(shù)。當環(huán)境條件良好且太陽充足時，晴空指數(shù)數(shù)值較高；反之，如果天空多云或者污染嚴重，則晴空指數(shù)會降低。表達式為：
（2）光伏陣列輸出模型
太陽輻射強度對光伏陣列的功率輸出有著重要的影響，并且環(huán)境溫度、氣象條件等因素也會對其功率輸出產生影響。輸出公式如式(5)：
1.4 優(yōu)化配置目標函數(shù)
全生命周期費用(life cost cycle，LCC)又稱為全生命周期成本，它是系統(tǒng)的所有環(huán)節(jié)如設計與開發(fā)、制作及裝配、運行管理直至最終報廢處理的過程中所需的一切開支累加起來形成的產品總體價格。如果忽略掉投資的時間因素則可以得到的是無時間的動態(tài)定價策略下的結果，此時LCC為:
1.5 優(yōu)化配置約束條件
在本篇文章中，用來解決儲能系統(tǒng)設計中的容量優(yōu)化問題的主要約束條件包括以下幾個部分。
（1）系統(tǒng)功率平衡約束
1.6 運行策略
本文采用循環(huán)充電策略，其是一種調度策略，每當發(fā)電機需要為主負荷服務時，它就以最大輸出功率運行。剩余的產生電力流向優(yōu)先級較低的目標，本文按優(yōu)先級遞減順序：服務可延遲負載，為存儲庫充電，為電解槽服務。
當采用循環(huán)充電策略時，在仿真的每個時間步長調度可控電源(發(fā)電機、儲能庫和電網)，過程分為2步。首先，選取最優(yōu)的電源組合，在滿足運行備用需求的前提下，以最小的總成本服務主負荷；接下來，將每臺發(fā)電機的最佳輸出組合提高到額定容量，或者盡可能接近額定容量，而不會造成多余的電力。
當在該策略中采用設定點充電狀態(tài)時，當電荷存儲狀態(tài)低于設定點，且前一時間步長存儲庫未放電時，系統(tǒng)避免在該時間步長使用存儲庫進行放電。發(fā)電機可用于為主負載服務，并產生多余的電力來為存儲庫充電。因此，當系統(tǒng)開始給存儲庫充電時，它會繼續(xù)這樣做，直到達到充電的設定點狀態(tài)。調度策略流程圖如圖1所示。
圖1 調度策略流程圖
2 算例分析
2.1 算例工具
本文采用HOMER Pro軟件對構建好的混合儲能模式進行了實驗和評估，該軟件是一款由美國國家可再生能源實驗室研發(fā)的可再生能源系統(tǒng)仿真軟件，能夠有效地處理各種類型的可持續(xù)電力系統(tǒng)的建模與測試問題；同時它也具備尋找出最佳組合方式下的最大功率輸出、能量儲存等參數(shù)的經濟最優(yōu)化方法的能力，以此作為主要指標去確定其投資回報率及財務效益上的優(yōu)先程度。
2.2 基礎數(shù)據
本文選用了貴州省北盤江流域某光伏電站的太陽光照強度、環(huán)境溫度等數(shù)據，在HOMER Pro軟件中輸入項目所在地經緯度數(shù)據，利用其自帶的NASA數(shù)據庫歷史數(shù)據，模擬出該地區(qū)晴空指數(shù)、日照強度等數(shù)據，再結合本文1.3節(jié)所列公式，計算出該地區(qū)光伏出力數(shù)據。
2.3 方案描述
（1）電氫混合儲能配置情況
在標準的交直流混合系統(tǒng)中引入電化學和氫儲能系統(tǒng)，光伏發(fā)電作為分布式電源，而鋰電池和氫儲能系統(tǒng)則構成了這個儲能系統(tǒng)的主要組成部分。系統(tǒng)結構如圖2所示。本文創(chuàng)建一個包含有光伏發(fā)電系統(tǒng)、氫儲能、蓄電池、雙向變換器、電網及負載的系統(tǒng)模型。
圖2 系統(tǒng)模型圖
按照系統(tǒng)結構圖，對各部分的容量變量設置不同的值，其中電網、光伏板、蓄電池在搜索空間內不輸入數(shù)值，采用無衍生優(yōu)化算法，只需要考慮上下限即可。燃料電池的容量限制為50～130 MW，氫儲罐及電解槽分別按照燃料電池的容量進行相應配置。
對于各種設備的不同成本，查找相關資料，根據美國電力儲存協(xié)會給出的一系列成本并參考寧德時代等電池廠商的產品性能，得出各設備成本如表1所示。
表1 設備成本表
綜合考慮不同儲能系統(tǒng)的相關特性及投入費用，本文分為以下3種方案：
方案1為單一鋰電池；
方案2為單一燃料電池；
方案3為氫儲能和鋰電池組成的混合儲能系統(tǒng)。
計算分析過程如圖3所示。
圖3 系統(tǒng)計算分析過程圖
主要通過對比凈現(xiàn)值成本NPC(net present cost)、經營成本OPC(operation cost)、平均化能源成本COE(cost of energy)以及初始投資成本，以確定系統(tǒng)的容量最優(yōu)配置。組合調度策略主要采用了循環(huán)充電策略(cycle charging，CC)，表2為不同組合類型的最優(yōu)配置方案。
表2 不同組合類型最優(yōu)配置方案
通過表2結果對比分析得出以下結論：①方案1的NPC即凈現(xiàn)值成本最低，此時的配置為搭載了137 MW鋰電池，相比較方案2和方案3，凈現(xiàn)值成本大約減少了0.7億元及2.0億元，極大地節(jié)約了成本；②將方案1和方案3進行對比，發(fā)現(xiàn)方案1比方案3的總凈現(xiàn)值成本下降了約2.0億元，年經營成本下降了120萬元。
因為儲氫系統(tǒng)的往返效率小于50%，如此多的電力在存儲系統(tǒng)中損失，所以光伏陣列的能量生產必須大大超過電力負荷。能源生產費用昂貴，相比之下，電化學儲存方式的費用較低，且它的效能遠超于氫氣存儲方式。通過采用電化學儲能技術，可以降低整個系統(tǒng)的凈現(xiàn)值成本與平均能源成本，從而有效地防止資源浪費并提升系統(tǒng)的經濟效益，本文利用北盤江流域某發(fā)電站作為案例來證明這種策略的實用性和準確性。在各種儲能模式下，從經濟性配置及運行角度出發(fā)優(yōu)先考慮使用電化學儲能作為電站優(yōu)化儲能配置。
（2）單一電化學儲能配置情況
當考慮采用單一電化學儲能進行配置時，對模型進行重新配置，系統(tǒng)中包含有光伏發(fā)電系統(tǒng)、鋰電池、雙向變換器、電網及負載。
對該模型進行優(yōu)化配置后，得到如表3所示方案。
表3 電化學儲能最優(yōu)配置
通過表3可看出，對比不同容量的鋰電池儲能情況，當配置為137 MWh的鋰電池時，相比于其他容量配置方案，該方案不論是凈現(xiàn)值成本還是年經營成本、初始投資成本均為最低，因此綜合以上所有方案，以該種方案為最優(yōu)配置。
（3）單一氫儲能配置情況
為了驗證上述研究結果中氫儲能系統(tǒng)效率較低導致費用過高的結論是否正確，本次設計也考慮采用單一氫儲能系統(tǒng)進行配置，系統(tǒng)中包含有光伏發(fā)電系統(tǒng)、燃料電池、儲氫罐、電解槽、雙向變換器、電網及負載。
對該模型進行優(yōu)化配置后，得到如表4所示方案。
表4 氫儲能燃料電池最優(yōu)配置
如表4所示，燃料電池容量在100～123 MW時，最低凈現(xiàn)值成本也達到了46.2億元，比配置137 MWh單一鋰電池時的凈現(xiàn)值成本提高了7000萬元，初始投資成本也提高了1.9億元。
因此，綜合以上所有方案，以經濟性配置最優(yōu)為目標，優(yōu)先考慮使用單一電化學儲能作為儲能最優(yōu)方案，在光伏電站為1300 MW裝機容量時，配置137 MWh鋰電池為經濟最優(yōu)配置方案。
3 儲能項目經濟性多應用場景下分析
根據上文貴州省北盤江流域某光伏電站在光伏容量配置為1300 MW時，配置鋰電池容量為137 MWh的凈現(xiàn)值成本達到最優(yōu)，下文將對配置137 MWh鋰電池在電網側、發(fā)電側以及融資租賃業(yè)務時的經濟性進行分析評估。
3.1 電網側經濟性分析
電網側配置儲能能夠減緩可再生能源產生的不確定性對電網帶來的影響，從而增強電網的安全性和穩(wěn)定性。儲能電站盈利模式一般是通過參與輔助服務來賺取收益，輔助服務主要可分為調峰和調頻。電網會根據儲能系統(tǒng)參與輔助服務時響應的速率、調節(jié)質量給予一定的補償，綜合調節(jié)性能越高，得到的補償越高。因此，儲能電站的經濟性與儲能電站的調頻性能和電網對輔助服務的補償價格密切相關。
3.1.1 調頻
調頻補償主要分為里程補償和容量補償，部分地區(qū)還有現(xiàn)貨補償?shù)绕渌问剑渲欣锍萄a償主要依據調頻里程計算，容量補償主要依據調用容量計算。各地的補償標準差異較大，且補償?shù)挠嬎惴绞揭泊嬖诓町?。根據《南方區(qū)域電力輔助服務管理實施細則》，貴州省AGC調節(jié)容量補償標準為10元/MWh，里程申報的價格上下限分別為3.5元/MW、15元/MW，獨立儲能調峰補償標準為0.648元/kWh，具體見表5。
表5 貴州省儲能補償標準
參考貴州省調頻補償標準及計算方式對儲能參與調頻收益進行測算，以北盤江某電站為例，主要價格參數(shù)與技術參數(shù)見表6。
表6 儲能系統(tǒng)相關參數(shù)
（1）對于儲能系統(tǒng)的投資成本、替換成本、運行維護成本參考上文中137 MWh鋰電池電儲能系統(tǒng)相關計算結果；
（2）參考《基于儲能全壽命周期成本的調頻經濟性研究》[14]，儲能每5 min被調度一次，調用比例為80%，K值取1；
（3）里程申報的價格上下限分別為3.5元/MW、15元/MW，本次計算取10元/MW，容量補償標準為10元/MWh，每年設備投運350天；
（4）儲能電池循環(huán)次數(shù)5000次，電池終止容量為80%，系統(tǒng)充放電深度為95%，能量轉換效率為90%，儲能時長為2 h，電池折舊年限為15年。
根據以上參數(shù)，對系統(tǒng)內部收益率進行測算。內部收益率(internal rate of return, IRR)，就是資金流入現(xiàn)值總額與資金流出現(xiàn)值總額相等、凈現(xiàn)值等于零時的折現(xiàn)率。計算公式如式(18)：
式中，CI表示每一期現(xiàn)金的流入量；CO表示每一期現(xiàn)金的流出量。
在上述假設條件下，根據該電站相關情況，儲能系統(tǒng)容量為137 MWh，年調頻里程約為557萬MW，年可調節(jié)容量為130萬MW，測算出該調頻儲能項目IRR為10%，該系統(tǒng)每年工作時間為350天，考慮到增加的里程成本，以3.93元/MW進行測算，配置鋰電儲能系統(tǒng)后，減去電站儲能系統(tǒng)運行成本1771.1萬元，儲能系統(tǒng)每年增加的凈收入約為2870.9萬元。經濟計算相關參數(shù)見表7。
表7 經濟參數(shù)表
對項目IRR和里程補償、容量補償?shù)年P系進行計算分析，容量補償對IRR的影響較小，根據相關地區(qū)儲能項目資料查詢可得，里程補償達到8元/MW以上時項目IRR均達到9%以上，此時經濟性較好，因此根據貴州省調頻補償標準，對于電網側配置儲能，可取得較好的經濟性指標。
3.1.2 調峰
按照成本模型和參數(shù)設定，對儲能系統(tǒng)度電成本(LCOS)進行計算，配置儲能系統(tǒng)全生命周期的總成本支出凈現(xiàn)值與儲能電站在其壽命周期內總發(fā)電量凈現(xiàn)值的比值，計算得到該項目的度電成本，計算公式如式(19)：
經過測算，一充一放、配置2 h的磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)度電成本(LCOS)約為0.65元/kWh。參考貴州省的調峰補償政策，儲能系統(tǒng)參與調峰的價格補償為0.648元/kWh，電化學儲能參與調峰服務的商業(yè)模式下，其調峰補償無法完全覆蓋儲能系統(tǒng)度電成本。
3.2 發(fā)電側經濟性分析
儲能在發(fā)電側應用占比最高，主要功能是平抑出力、削峰填谷，幫助可再生能源進行消納。而根據貴州省最新配儲政策來看，配儲比例為不低于10%，配儲時長約為2 h。發(fā)電方面的商業(yè)模式主要包括儲能與光伏結合的方式以及儲能、光伏與電網補償結合的方式。為了評估經濟效益，需要將這2種商業(yè)模式與純光伏模式進行對比。
相關參數(shù)設置如下所示。
（1）僅光伏發(fā)電
光伏設備每kW成本為3000元。光伏設備使用年限為25年，貴州省用電峰時時間包括10: 00—13: 00、17: 00—22: 00，谷時時間為0: 00—8: 00。峰時電價約為0.4290元/kWh，谷時價格約為0.2000元/kWh，平均價格為0.352元/kWh。例如北盤江流域某電站，結合上文計算結果，光伏年發(fā)電量為14.27億kWh，其每年峰谷電價收益約為5.02億元。
（2）光伏+儲能
目前儲能設備每兆瓦時單價約70萬元，按照10%功率配儲+2 h時長配儲，儲能設備使用年限為10年，光伏棄光率約為0.8%。結合上文計算結果，配備137 MWh儲能系統(tǒng)，所需總成本為1.54億元，其中年運行維護成本為1771.1萬元，電費收入為401.8萬元，年凈收入為3.72億元。
（3）光伏+儲能+電網補償
在經濟性測算中取調峰補償為0.648元/kWh(貴州省補償值)，結合上述2條計算費用及收益情況，以及137 MWh鋰電池年充電量為3087 MWh，可得出其調峰補償約為200.03萬元，再加上調頻補償收入的2870.9萬元，因此其年凈收入為4.03億元。
其次，通過對內部收益率的測算，目前光伏配備儲能內部收益率仍低于僅光伏發(fā)電模式，光伏發(fā)電內部收益率IRR為7.0%，配備電化學儲能后下降至5.18%，加入電網補償后變成5.6%，但仍低于僅光伏發(fā)電模式。若要繼續(xù)提高光伏電站配儲的經濟性，需要在電網方面提高調峰調頻補償價格和繼續(xù)降低儲能系統(tǒng)成本。具體參數(shù)見表8。
表8 不同商業(yè)模式經濟參數(shù)
3.3 融資租賃模式下儲能電站系統(tǒng)經濟性評估
根據上文計算結果可看出，目前建設儲能系統(tǒng)成本和資金需求較高，且項目收益率較低，項目投資回收期較長，因此可考慮使用直接融資租賃模式。直接融資租賃簡稱為直接租賃或直租，即由融資租賃公司按照承租方的選擇，直接向供應商購買設備，并將設備出租給承租方。合同到期后，設備的所有權轉移至承租方。
因為融資租賃公司行業(yè)的特定性，當向總承包方購買設備時，可獲得一定折扣。在本次設計中，以北盤江流域某電站為例，假設采購設備時享受了9折，總投資成本下降為1.388億元。
引入直接融資租賃模式，該企業(yè)向融資租賃公司融資1.388億元，用于購買儲能系統(tǒng)設備，根據企業(yè)需求，由融資租賃公司9折采購設備，再向該企業(yè)出租。設起租日為2023年12月20日，融資期限為5年，還款方式為季度利息的定期支付，等額本金。融資租賃公司收取利率為6.5%/年，手續(xù)費為2%，手續(xù)費每年收取一次，在第一個結息日收取第一年手續(xù)費，在第二年的第一個結息日收取第二年手續(xù)費，依此類推。
采用直接融資租賃模式，可減輕前期儲能系統(tǒng)投入壓力，以北盤江該電站為例，雖然按照采用租賃模式時，最終的總投資大于直接購買設備時的總投資，但根據上文計算結果，儲能系統(tǒng)每年可增加的凈收入約為2870.9萬元，采用該種模式，可分散投資壓力，還款壓力較小，可使整個電站的資金運營更為靈活。企業(yè)租金支付表如表9所示。
表9 租賃模式下該電站還款結果
4 結 論
本文研究以經濟性最優(yōu)目標運行的北盤江流域光伏電站儲能最優(yōu)配置方案，首先對北盤江流域某電站的不同儲能模式及光伏發(fā)電系統(tǒng)進行了建模，基于該電站相關配置及負荷情況，分別研究了配置單一電化學儲能、單一氫儲能及2種儲能相結合的混合儲能模式運行時的經濟性最優(yōu)配置情況，分析得出在光伏電站容量為1300 MW時，配置137 MWh的鋰電池為經濟最優(yōu)方案，同時，本文對配置137 MWh鋰電池時的發(fā)電側、電網側以及融資租賃模式下的多應用場景經濟性進行計算分析，并提出了具體建議。
（1）電網側：目前，貴州省已將電化學儲能納入交易體系，儲能調峰補償價格為0.648元/kWh，而儲能度電成本約0.65元，調峰補償無法完全覆蓋度電成本。對于參與調頻服務的儲能電站而言，配置鋰電儲能系統(tǒng)后，減去該電站儲能系統(tǒng)運行成本1771.1萬元，儲能系統(tǒng)每年增加的凈收入約為2870.9萬元，儲能系統(tǒng)的內部收益率為10%，具備較好的經濟性。
（2）發(fā)電側：文中分別測算了發(fā)電側在僅光伏、光伏+儲能、光伏+儲能+電網補償3種情形下儲能項目的經濟性。結果表明，當前儲能系統(tǒng)由于其成本較高，還不具備較好的經濟性，光伏與儲能搭配系統(tǒng)項目收益率IRR仍低于僅光伏模式。發(fā)電側儲能系統(tǒng)需要積極參與電網補償以及盡量降低儲能系統(tǒng)成本以提高項目的收益率。
（3）直接融資租賃模式：還款壓力小，運營更靈活，具備經濟性。由于儲能電站項目造價過高，直接購買在前期會造成較大壓力，需經過5.2年左右才能回本，因此采用直接融資租賃模式，融資期限為5年，按季分期還款，分散投資壓力，可使企業(yè)更靈活地使用資金。
