计及电池寿命的储能参与调频市场收益分析

2022-01-23陆承宇周子青马骏超

浙江电力 2021年12期

章枫，房乐，陆承宇，邓晖，周子青，马骏超

（1.国网浙江省电力有限公司电力科学研究院，杭州 310014；2.国网浙江省电力有限公司电力市场仿真实验室，杭州 310014）

0 引言

储能可以在电力系统中发挥平抑可再生能源波动、削峰填谷、提高供电可靠性、调峰和调频等重要作用[1-2]，作为重要高弹性资源，能够为电网运行提供调峰、调频、备用、黑启动、需求响应支撑等多种服务，是提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的主要手段之一。随着“过亿电网”时代的来临及电力现货市场试点工作的推进，浙江电网面临着安全可靠、清洁低碳、经济高效考验，需借鉴美国成熟电力市场的经验[3-4]，加大储能发展力度，促进浙江省储能技术和产业发展，助力清洁能源示范省的建设。然而，储能定价权限在国家层面，目前尚无充放电价、补偿电价等配套电价机制。同时，现有成本监审办法和定价办法明确规定储能设施不得纳入有效资产，相关成本费用不得纳入准许成本。电网侧储能缺乏相应的成本疏导途径。因此，探究储能通过市场化手段回收成本并获得合理收益是保障电化学储能行业高质量、可持续发展的重点。2017年，国家发改委等五部委联合印发《关于促进储能技术与产业发展的指导意见（发改能源）〔2017〕1701 号》，要求建立健全储能参与的市场机制，允许储能系统与机组联合或作为独立主体参与辅助服务交易[5]。近年来，江苏、江西、山东等省份相继发文鼓励储能参与市场化交易。

2015 年，中共中央国务院发布了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），按照“管住中间、放开两头”的体制架构，有序推进电价改革、电力交易体制改革、发用电计划改革等。2017 年6 月，随着浙江省政府经济体制改革工作领导小组会议的顺利召开，浙江电力体制改革综合试点工作正式启动。截至目前，浙江电力现货市场顺利完成4 次结算试运行工作，市场参与主体包括全省统调发电厂，省统调风电、光伏发电机组暂参与模拟报价，不参与出清和调电，外来电、电化学储能和用户侧暂不参与。

储能系统参与电力现货市场主要通过2 种方式获利：一是参与电能量市场，凭借充放电价差获利；二是参与调频辅助服务市场，获得调频调用从而获利[6-8]。但储能系统运行具有较强的时间耦合性，且运行成本变化复杂，市场机制的差异会对储能的运行特性和收益产生较大影响。目前浙江电力现货市场仍处于建设初期，尚未建立针对独立储能参与的相关机制。有关储能申报信息、调用及结算方式尚不明确，且目前浙江电力现货市场峰谷价差不大，储能参与电能量市场难以回收成本，因此开展储能参与浙江调频市场机制研究，具有极强的现实意义和理论价值。

1 电力市场基本框架

本文采用具有普遍意义的电力市场基本框架，以研究储能在调频市场中的全寿命周期收益情况。

假设储能电站作为单一调频辅助服务单元以调频申报模式参与调频市场，调频申报包括调频容量申报、调频容量价格申报和调频里程价格申报。储能参与调频市场的机制为：综合考虑调频市场需求、调频服务供应商的数据、综合调频性能指标等，根据调频报价机组申报的容量报价、调频容量以及里程报价，技术支持系统根据每台机组的历史调频性能归一化指标对报价进行调整，得到调整后的调频里程成本、调频容量成本和机会成本；将调整容量报价，调整机会成本和（调整里程报价×里程容量比）加总计算得到的调频组合排序价格由低到高进行排序；按调频排序价格从低到高依次出清，直至中标的AGC（自动增益控制）单元容量总和满足电力调度机构发布的调频需求；当AGC 单元的排序价格相同时，优先出清容量高的AGC 单元；最后一个中标的AGC 单元调频排序价格为调频市场的统一出清价格；将中标机组的调整里程报价进行排序，得到调频里程出清价格。

调频容量出清价格=调频出清价格-调频里程出清价格×里程容量比。

中标储能电站在调频市场上提供调频服务可以获得相应的调频容量和调频里程费用。调频容量、调频里程费用按日统计、按月进行结算。其月度调频容量费用Sbc和调频里程费用的计算公式分别为：

式中：n 为每月现货市场总的交易周期数；Qbc，i为该机组在第i 个交易周期的中标调频容量；Qbm，i为该机组在第i 个交易周期的实际调频里程，由AGC 数据接入给出；πbc，i为第i 个交易周期的调频容量结算价格；πbm，i为第i 个交易周期的调频里程结算价格；Kb，i为发电单元在第i 个交易周期的历史调频性能归一化指标平均值。

调频市场出清具体流程如图1 所示，具体示例如下。

图1 调频市场运行流程

1.1 调频市场报价及调整

系统中有4 台机组参与调频市场，市场主体需在调频市场中进行容量报价、调频容量和调频里程申报，如表1 所示。其中：调整容量报价=容量报价/调频性能指标，调整里程报价=里程报价/调频性能指标。

表1 调频市场成本调整

1.2 调频出清

将表2 的调整容量报价、调整机会成本和（调整里程报价×里程容量比）加总计算得到调频组合排序价格，并由低到高排序，如表2 所示。假设系统调频需求为25 MW，则边际调频机组为D。

表2 调频市场出清

1.3 调频定价

假设系统出清的中标机组实际机会成本未发生变化，可以得到调频定价排序价格如表3 所示。

表3 调频市场定价

由表3 调频定价价格排序可知，调频出清价格为32.75 元/MWh，边际机组为D。对中标机组的调频里程报价进行排序，结果如表4 所示。

由表4 调频里程价格排序可知，调频里程出清价格为1.813 元/MW，边际机组为D。可以计算得到调频容量出清价格为14.62 元/MWh。

表4 调频里程定价

1.4 调频结算

假设D 机组一小时内的调频里程为100 MW，实际调频性能归一化指标为0.85，则其1 h 调频容量费用为1 h×调频容量出清价格×出清容量×实际调频性能归一化指标=14.62×10×0.85=124.27元，调频里程费用为调频里程出清价格×实际里程×实际调频性能归一化指标=1.813×100×0.85=154.11 元，合计费用278.38 元。

2 储能电池模型

在分析与评估储能参与调频市场收益时，不能不考虑电化学储能的运行效率和寿命衰减的影响。国内外研究发现，电化学储能充放电速率、DOD（充放电深度）和储能荷电状态等均会对储能的运行效率及寿命衰减产生非线性影响[9]。

2.1 电池衰减

通常将电池充放电过程的老化和闲置过程的老化分别称为循环老化和日历老化[10]。一般认为，当锂离子电池的能量容量下降为额定能量容量的80%时，锂离子电池将无法正常使用，处于完全老化阶段[11]。不考虑环境温度对电池寿命的影响，假设在100%DOD 情况下，电池的循环寿命为Tcycle=N100，由文献[8]可知，在d DOD 下电池的循环寿命可表示为：

式中：kp为定值，对不同电池而言其取值范围一般在0.8～2.1[8]；d 为电池充放电深度。DOD 对电池循环寿命的影响较大，且电池循环寿命与DOD呈非线性关系。如文献[12]所述，法国电池制造商FORSEE POWER 的HE 48 V 锂电池的kp值约为1.1。则若电池在d DOD 下电池循环nd次，其等效100%DOD 电池循环次数可以表示为：

2.2 电池循环寿命的类雨流计数法

若以一天为计算单位，其等效100% DOD 循环次数为：

同理可知，若储能参与调频市场，其荷电量变化为[7]：

式中：Ocy（τ）为截止到τ 天的电池100%DOD 循环次数；Lcy为电池循环寿命次数。则τ 天ith的SOC 为。

储能电站参与调频市场的电池寿命计算流程如图2 所示。具体流程如下：

图2 电池寿命计算流程

步骤1：初始化各项计算参数，令Lcy等于电池的100%DOD 循环寿命次数，Lcal为电池的日历寿命天数，Brated为电池的初始额定容量。

步骤2：初始化天数及Ocy（τ）值，令初始的电池100%DOD 循环次数为0。

步骤3：根据式（10）计算剩余电池容量Ba（τ）。

步骤4：若剩余电池容量大于等于80%，则根据式（7）—（9）计算τ+1 天的电池等效100%DOD 循环次数，其中τ 天的Emax（τ）为Ba（τ）。截止到τ 天的电池100%DOD 循环次数Ocy（τ）=Ocy（τ-1）+（τ）。若剩余电池容量小于80%，流程结束。

3 算例分析

浙江电网侧储能起步较晚，总体尚未形成规模，发展相对缓慢。目前，共规划建设2 批电网侧储能电站，第一批电网侧储能共4 座，规模合计22.03 MW/69.65 MWh，动态投资总额约为1.712 亿元，项目具体情况如表5 所示。

表5 浙江省已投运或在建电网侧储能项目概况

3.1 仿真参数

设置一个容量为24 MWh，额定充放电功率为9 MW 的磷酸铁锂电池储能电站，参考PJM 电力市场某日的储能电站AGC 调频指令及荷电量变化情况数据，并按照储能参与浙江电力市场方案与模拟报价策略[13]，基于浙江电力市场某月典型方式的调频里程和容量价格仿真数据进行复盘分析。

浙江某储能电站实测参数及收益仿真基础参数如表6 和表7 所示。

表6 某储能电站实测参数

表7 某储能电站收益仿真基础参数

3.2 全周期寿命仿真

参考PJM 电力市场某日的储能电站AGC 调频指令及荷电量变化数据，根据储能电池循环寿命类雨滴计数法模型可得在保持储能电站额定容量不变的情况下，不同额定充放电功率时储能电站参与调频市场的循环老化寿命，结果如图3 所示。后续仿真全周期寿命时取日历寿命与循环老化寿命的低值。

图3 不同功率下的储能电站循环老化寿命

3.3 仿真结果分析

储能参与调频市场时，由于其调节性能好，对AGC 指令响应较快，因此将历史调频性能归一化指标平均值设为1。储能的调频容量和调频里程价格参考浙江电力市场典型方式仿真数据。

影响电化学储能市场化收益主要有放电容量、电池类型、电池充放电循环次数、储能电站规模等关键性能指标。本文主要通过测算放电容量、电池充放电循环次数、储能电站规模3 个关键性能指标对储能电站市场化收益的影响，为储能电站参与浙江电力市场策略、提高市场化收益提供相关参考意见与建议。

1）算例1：储能按标准参数参与调频市场收益。

储能按标准参数参与浙江调频市场，根据浙江某月实际模拟试运行分时段调频里程数据估算，可得储能电站参与浙江调频市场月调频里程为80 352 MW，由浙江电力市场某月典型方式的调频里程和容量价格仿真数据可知，每30 min出清时段的平均调频容量价格为116.3 元/MW，平均调频里程价格为12.44 元/MW。因此，由式（1）和式（2）计算可得储能参与某月浙江调频市场预计收益为177.8 万元，以此作为储能电站月度经营性收益，预计年度收益为2 134.1 万元。同时由图3 分析可得标准参数下储能电站的全寿命周期为6.85 年，依据表7 计算可得全寿命周期储能电站的总净现值收入为7 985.89 万元，投资回报率预计为0.76%，折现后基本能回收投资成本。

2）算例2：不同放电容量下储能参与调频市场收益。

保持储能电站的额定容量不变，分析不同额定功率下储能电站参与调频市场的收益情况时，成本差异主要体现在变流器购买成本上。通过模拟改变储能电站的额定功率仿真，可得到不同额定功率下储能电站参与调频市场的收益结果，如图4 所示。

图4 不同放电容量下的储能电站收益

从图4 可以看出，储能电站参与调频市场投资回报与收益率随着额定功率的增加先增后减，其最大收益在储能电站额定功率为13.8 MW 左右达到，此时固定成本为8 156.4 万元，全寿命周期总净现值为8 400.7 万元，投资回报率为2.995%。

3）算例3：不同电站规模下储能参与调频市场收益。

保持储能电站的放电容量不变，分析不同储能电站规模下储能电站参与调频市场的收益情况时，成本差异主要体现在变流器和电池的购买成本、人工运营维护成本上。通过模拟改变储能电站的规模，可得到不同储能电站规模下储能参与调频市场的收益结果，如图5 所示。

图5 不同电站规模下的储能电站收益

从图5 可以看出，储能电站参与调频市场投资回报与收益率随着储能电站规模的增大而增大，当电池类型为磷酸铁锂电池、储能电站规模为8.8 MW/23.47 MWh 时，储能电站已基本能覆盖其固定成本和运营成本，此时固定成本为7 819.69 万元，全寿命周期总净现值为7 830.21万元，投资回报率约为0.135%。

4）算例4：不同电池循环寿命下储能参与调频市场收益。

保持储能电站的电池类型、电池循环效率、储能电站规模及放电容量不变，分析不同电池循环次数下储能电站参与调频市场的收益情况时，通过模拟改变电池的循环寿命次数仿真可得到不同电池循环寿命次数下的收益结果，如图6 所示。

图6 不同电池循环寿命下的储能电站收益

从图6 可以看出，储能电站参与调频市场投资回报与收益率随着储能电站电池的循环寿命次数增大而增大，当电池类型为磷酸铁锂电池、电池循环寿命次数达到4 934 次时，储能电站已基本能覆盖其固定成本和运营成本，此时固定成本为7 926 万元，全寿命周期总净现值为7 925.55万元，投资回报率约为-0.006%。

电池价格通常占到储能电站投资总成本的一半。从测算评估而言，磷酸铁锂电池因其循环次数优于铅碳电池，能够在调频市场中获得更高的投资回报率。但对比物理特性而言，锂电池存在一定的安全隐患。因此，建议在环境条件良好、没有特殊安全需求的地区优先选择磷酸铁锂电池作为储能电池。此外，考虑到电池的全寿命周期（5～8 年）一般低于其他电气设备（约15 年），可通过更换电池继续进行储能站运维，从而提高后续年份的投资回报率。