福建省用户侧储能运行策略及经济性研究

钟小燕 王凯 李喜兰 涂芳芳

（福建永福电力设计股份有限公司 福建福州 350100）

0 引言

2021 年4 月，国家发展改革委、国家能源局印发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》指出了储能是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，对推动能源绿色转型、应对极端事件、保障能源安全、促进能源高质量发展、实现碳达峰碳中和具有重要意义。其中，用户侧电储能可发挥电量存储功能，通过参与削峰填谷，配合电网调峰、调频，提升电网“柔性”和调节能力，提高电网运行安全和供电可靠性水平；还可在外部电网故障情况下作为备用电源，保证电网停电期间用户重要负荷供电需求；另外，也可支撑分布式风电、光伏等清洁能源及智能微网运行，提升绿色能源消纳水平，改善电能质量水平，为分布式新能源“友好”并网提供条件［1-2］。未来几年，用户侧储能规模化开发建设势在必行。

然而，目前福建省用户侧储能仍处于起步示范阶段。因此，有必要分析福建省用户侧储能的运营策略及经济效益，探索福建省用户侧储能发展的运营模式，助力福建省储能规模化发展。电化学储能应用广泛，通过灵活配置，从而在功率和能量上满足不同用户需求。其中，锂离子电池是目前用户侧大规模应用电化学储能之一，其具有充放电效率高、循环寿命长的优点［3-5］。

本文以锂离子电池储能为例，建立计及储能充放电损耗的用户侧储能配置的经济收益模型，分析当前政策下福建省用户侧储能的经济收益及运行策略。研究成果可为福建省乃至其他省份的用户侧储能建设提供参考。

1 福建省用户侧储能发展概况及相关政策

截至2020 年底，福建省投运的用户侧储能项目有福建玛高爱纪念医院0.75 MW/1.8 MWh 储能项目一期工程及南平和益农业储能电站0.25 MW/0.77 MWh。福建省用户侧主要受制于储能市场主体身份及峰谷电价政策等因素的影响，目前仍处于项目示范起步阶段。

用户侧储能主要收益来源之一是参与削峰填谷。储能可在电价低谷时段充电，高峰时段放电，从而赚取峰谷价差收益；同时，通过削减高峰负荷降低需量电费或容量电费。福建省峰谷平时段划分为：峰时段8：30-11：30、14：30-17：30、19：00-21：00，平时段7：00-8：30、11：30-14：30、17：30-19：00、21：00-23：00，谷时段0：00-7：00、23：00-24：00。以福建省宁德市为例，该地区现大工业统一执行两部制电价。其中，基本电价为需量电费34.2 元/（kW·月），容量电费22.8 元/（kVA·月），各时段电度电价如表1 所示。

表1 宁德市大工业现执行峰谷电价

近几年，福建省先后发布了多项鼓励储能发展的政策，最新相关政策汇总如表2 所示［6-7］。储能还可参加调峰辅助服务市场获得相应的收益，逐步降低的储能投资成本和日益完善的市场机制使得用户侧储能成本回收周期缩短，具备商业运营的可持续性。

表2 福建省最新储能建设发展政策汇总

2 用户侧储能参与削峰填谷经济效益模型

2.1 成本模型

储能的投资成本包括初始建设投资、运维成本（含人工成本、设备维护等），可以用式（1）表示。

式中：EBESS为储能额定容量，kWh；pj为含土建费用在内的单位容量建设投资，元/kWh；Cy为运维成本，元，本文年运维成本按一定比例的初始投资计算。

2.2 收益模型

用户侧储能的收益主要包括峰谷价差收益、节省的基本电费及参与电网辅助服务收益。

（1）峰谷价差收益可由式（2）计算。

式中：Pin1为峰谷价差收益，元；Qf为储能放电电量，kWh；Qc为充电电量，kWh；pf为放电电价，元/kWh；pc为充电电价，元/kWh。计及储能充放电损耗，Qf和Qc应满足式（3）。

式中：Qs为损耗电量，kWh；ksoc为电池充放电深度，%。

（2）节省基本电费收益。假设用户基本电费按最大需量结算，则储能节省的基本电费收益见式（4）。

式中：px为需量电价，元/kW；Pmax为储能投入前用户最大需量，kW；P′max为储能参与削峰填谷后最大需量，kW。

（3）参与辅助服务补偿收益。用户侧储能除参与削峰填谷外，为充分提高储能利用率，扩大储能经济效益来源，可在剩余时段参与电网调频辅助服务，从而获取辅助服务补偿收益。根据福建省电力调频辅助服务市场交易规则（试行），调频辅助服务收益可用式（5）表示。

式中：Pin3为调频收益，元；K 为综合调节性能指标；kf为每周期（15 min）调频调用次数；m 为平均调用里程系数；PBESS为储能额定功率，kW；pt为调频结算价格，元/kW；pr为容量补偿价格，元/（kW·月）。

综上，用户侧储能总收益见式（6）。

2.3 经济评价模型

本项目采用净年值NAV 及内部收益率IRR 作为储能经济性评价指标［见式（7）］，从而获得最优经济效益下的储能配置方案。

式中：N 为项目运行周期，a；（Pin-Cout）t为第t 年项目的现金流量，元；i 为贴现率。若NAV＞0，IRR＞i，说明项目具有经济性，数值越大，经济性越好；反之，项目不具有经济性。

3 算例分析

3.1 用户侧储能运行策略

以福建省宁德市某大工业用户为例，用户拟配置10 MW/20 MWh 的储能系统。本节将基于用户负荷特性及当前政策分析储能运行策略。

该用户典型日24 h 负荷特性曲线如图1 所示，全年负荷特性无明显季节性差异。可以看出，该用户负荷特性呈“M”型特点，午高峰为9：00～10：00，晚高峰为15：00～17：00，谷时段为夜间1：00～4：00。负荷峰谷特性与划分的峰谷时段基本吻合。

图1 用户典型日24 h 负荷特性曲线

根据当前宁德市峰谷电价政策，结合用户负荷特性，本算例考虑以下2 种运行模式。

模式一：用户侧储能仅参与削峰填谷。为尽可能降低用户最大需用负荷，储能系统整体采用一充两放策略，每日谷时段2：00～4：00 进行充电，负荷尖峰时刻9：00～11：00、15：00～17：00依次进行放电。

模式二：考虑储能系统参与削峰填谷+电网辅助服务。参与削峰填谷的充放电策略同模式一。其余时段参与电网调频辅助服务。

储能系统参与削峰填谷的运行策略如图2 所示。

图2 用户储能参与削峰填谷运行策略

用户侧储能参与削峰填谷运行过程如图3 所示，用户侧储能通过上述运行策略参与削峰填谷后，负荷最大值可由原来的44 MW 降为39.5 MW，最大需用负荷可降低4.5 MW。

图3 用户侧储能参与削峰填谷运行过程

3.2 经济性分析

根据《福建省电力调频辅助服务市场交易规则（试行）（2019年修订版）》，储能参与调频辅助服务可获得每月240 元/MW 容量补偿（省市调度管辖范围），调频里程报价上限暂定12 元/MW。假设该用户储能参与调频出清价格为10 元/MW。算例涉及其他相关计算参数见表3。

表3 用户侧储能经济评价计算参数

经计算，该用户侧储能每年可获得峰谷价差收益291.37万元，节省基本电费184.68 万元，获得调频辅助服务收益178.12 万元。2 种运行模式下用户侧储能项目经济评价指标如表4 所示。可以看出，用户侧储能仅参与削峰填谷，内部收益率仅6.15%，项目经济性一般；参与削峰填谷及电网辅助服务，内部收益可提高至11.39%，项目具有良好的经济性。

表4 用户侧储能经济评价结果

3.3 敏感性分析

用户侧电池储能按模式一仅参与削峰填谷在寿命周期内的投资回报率要达到模式二的经济效益水平，可在建设成本及削峰填谷效益方面加以提升。随着储能技术的发展，未来锂电池储能建设成本将持续下降。另外，峰谷电价主要取决于政策的变化。因此，本文基于储能单位容量价格及峰谷电价差对用户侧储能仅参与削峰填谷的经济效益进行敏感性分析。

储能单位容量价格对储能削峰填谷经济性的影响如图4所示。随着储能单位容量价格的降低，内部收益率随之增加。当储能单位容量价格降低1 600 元/kWh 左右时，仅参与削峰填谷的内部收益率可达到11.40%，具有较好的经济性，与现阶段参与模式二的经济效益相当。

图4 储能单位容量价格对储能削峰填谷经济性的影响

峰谷价差对储能削峰填谷经济性的影响如图5 所示。随着峰谷价差的升高，内部收益率随之增加，当峰谷价差升高至0.8 元/kWh 左右时，仅参与削峰填谷的内部收益率可达到11.47%，具有较好的经济性，与现阶段参与模式二的经济效益相当。

图5 峰谷差对储能削峰填谷经济性的影响

4 结论及建议

本文建立了用户侧储能经济评价模型，并分析了基于福建省当前储能政策及电价政策用户侧储能的运行策略，最后对2 种运行模式下用户侧储能的经济性及敏感性进行分析。得到以下2 个结论：

（1）福建省当前储能政策及电价政策下用户侧储能仅通过参与削峰填谷的经济性一般，而通过“削峰填谷+电网辅助服务”的联合运营模式可提高储能系统利用效率，扩展项目整体收益，使项目具有较好的经济性。

（2）当储能价格降至1 600 元/kWh 左右或峰谷价差达0.8 元/kWh 左右时，用户侧储能仅参与削峰填谷也可具有与当前参与“削峰填谷+电网辅助服务”联合运营模式相当的经济性。

为推动福建省用户侧储能持续健康发展，本文提出以下3个建议：

（1）适当扩大峰谷价差。目前，福建省峰谷电价差较小，峰谷价差在0.6 元以内。因此，建议适当扩大峰谷价差，完善用户侧储能参与需求侧响应的补贴机制。

（2）完善明确用户侧电储能参与分布式供电、电网调频、调峰等辅助服务的定价机制，扩展用户侧储能经济收益来源，提高用户侧储能投资的积极性。

（3）继续推动储能系统整体设计研究。开发大容量、低成本、高效率、长寿命的储能系统，推动锂电池储能产品的技术迭代与产品升级。