以电网公司为投资主体的电网侧储能效益分析

2022-07-06朱志芳董红陈丽萍徐芸霞雷一

广东电力 2022年6期

朱志芳，董红，陈丽萍，徐芸霞，雷一

(1.广东电网有限责任公司广州供电局，广东广州 510610；2.清华四川能源互联网研究院，四川成都 610200)

储能在电力系统中可以发挥调峰[1-2]、调频[3-4]、缓解电网阻塞[5]、促进新能源消纳[6]和支撑电网安全稳定运行[7]等多方面作用，投资方可分为电网公司、电源公司、用户以及第三方投资主体，接入点可分为电网侧、电源侧及用户侧。有的储能配置商业模式较成熟，如火电厂配置储能参与调频辅助服务(automatic generation control, AGC)获取调频补偿收益，用户侧配置储能通过峰谷电价套利和减少供电容量费用获利，这些储能均有政策支持，成本回收和获利途径明确。而有的储能成本回收困难，以电网公司为投资主体的电网侧储能为例，2019年第二轮《输配电定价成本监审办法》明确：抽水蓄能电站、电储能设施、电网所属且已单独核定上网电价的电厂的成本费用不得计入输配电定价成本。一方面，电网公司投资的储能面临应用价值难以评估、成本无法收回的问题，但不能因此而忽略电网侧储能的应用价值；另一方面，电网侧储能若配置得当，可降低电网运行费用、延缓输配电投资、增加电网供电能力和提升电网安全稳定性等。其中：有的可直接量化为电网售电增收；有的可间接通过提升电网安全性、电网消纳新能源的能力等来降低电网运行成本或售电增收；有的则具有暂时无法量化的应用价值，发挥综合社会效益。

近年来，国内外机构和学者对电力系统中储能的效益进行研究并取得成果[8-18]。文献[8]从竞争性应用和管制性应用2个角度对电网侧的电化学储能成本回收机制进行了研究；文献[9]结合储能产业发展现状和政策环境，对储能电站在现有政策和未来政策下的商业模式进行了探讨；文献[10]结合电网侧储能政策环境和中国电力体制改革情况，提出考虑投资主体、成本、电价等因素下的电网侧储能潜在的典型商业模式及相关政策建议；文献[11-13]不同侧重地对电力系统中不同接入点的储能作了经济性分析；文献[14-15]定性评价了电网侧储能的价值和商业模式。

综上，目前的研究主要是侧重于已经明确了盈利模式的发电商、用户及第三方作为投资主体的储能，而对于电网投资的电网侧储能，受制于输配电价疏导机制的限制，研究大多侧重于商业模式及定性的应用价值研究，缺乏从电网公司角度出发的经济效益的量化分析。此外，评价电网投资的储能综合效益，不仅要从其投资主体的获利途径来看，也要分析对其他主体和全社会的效益。但在我国储能政策初期及当前市场环境下，电源侧主动配置储能积极性不高，因此，为缓解不断增加的新能源对系统稳定运行的影响，电网需在该阶段积极承担储能建设的责任。针对以上问题，本文从电网投资的电网侧储能角度出发，首先从电网投资主体角度分析各典型应用场景下储能对电网经济运行的可量化经济效益，其次分析对其他主体和全社会的效益影响，并以实际案例进行验证，为实际电网侧储能规划投资评价提供一定参考。

1 电网基本经济收益模型

电网公司供电属于非竞争性业务，国家采用输配电价核定的方式给电网公司确立大致的利润空间；在电网实际运行中，若电网公司主动作为，可以发挥更好的效益。

供电企业的利润

(1)

式中：psi为第i个行业的销售电价；Qsi为第i个行业的销售电量；pbj为第j个机组的上网电价；Qbj为第j个机组的上网电量；Cf为供电企业投资成本及运行成本等；I为售电行业总数；J为电网中发电机组总数。

根据式(2)可以得到总售电量Qs和总购电量Qb：

(2)

考虑电网损耗率η，两者之间存在如下关系：

Qs=Qb(1-η).

(3)

综合式(2)、(3)，式(1)可计算如下：

V=Qb·[ps·(1-η)-pb]-Cf,

(4)

或

(5)

式(4)、(5)中：ps为平均售电电价；pb为平均购电电价。

从式(4)、(5)可知，电网中的储能可以通过改变销售电量Qs、平均购电电价pb、网损η和电网投资成本Cf等来直接或间接地影响电网收益。

2 电网投资的储能可量化经济效益影响分析

以电网公司为主体的投资角度来看，其投资建设的储能对电网公司自身、发电商、用户及全社会的效益总结见表1。

表1 电网投资的储能对不同主体的产生的效益分析

由表1可知，虽然电网公司投资的电网侧储能不得计入输配电定价成本，但是如果其配置和使用得当，可以通过降低电网运行费用、延缓输配电投资、增加电网供电能力等方面，直接或间接地产生相关效益，提升电网利润水平。同时还能提升新能源消纳和电网供电可靠性，下面就上述多个方面进行效益分析。

2.1 对电网传统业务效益分析

2.1.1 缓解网络阻塞

电网阻塞是指由于电网本身容量的限制，无法满足供电计划，系统在正常运行和事故状态下，线路或主变压器存在有功越限的情况。若通过增加或改造现有输配电设施来解决网络阻塞，则存在建设周期较长或代价过大的问题。此时，可通过在电网关键节点配置灵活性高、建设周期短的储能来缓解系统阻塞，在该场景下，储能为电网带来的经济影响可从减少网络阻塞成本和延缓电网投资收益两方面进行分析。

a)减少系统阻塞成本Cblock。电网通过加装储能减少的系统阻塞成本

(6)

(7)

式(6)、(7)中：ΔPL,t为t时刻系统的功率变化量；PL,t为考虑储能充放电功率后的断面有功功率；Pload,t、PG,t、Psto,t、Ploss,t分别为t时刻断面内负荷需求、电源出力、储能充放电功率、网损；Plim为线路潮流极限值；Lt为t时刻单位停电损失费用；α为预控负荷比例(即调度运行允许线路或者主变控制的最高负载率，α≤1)；T为统计周期。

b)延缓电网投资收益Vdef。电网通过配置储能来延缓输配电设施建设投资获得的财务收益：

(8)

(9)

式中：Pinf为储能延缓电网扩建的容量；einf为单位扩建容量的费用；p为年利率；ΔN为配置储能延缓电网升级的年数；τ为峰值负荷的年度增长率；λ为储能系统的削峰率。

综上，在储能缓解电网阻塞场景下，考虑储能为系统减少的网络阻塞成本Cblock、延缓投资收益Vdef及储能成本Csto后，电网的总收益

(10)

式中Csto为储能系统的总投资成本和运行成本。

2.1.2 参与电网调峰

虽然电网投资的储能不能直接纳入输配电成本，但可通过电网统一调度，参与电网调峰平衡，发挥间接性等效收益，主要包括两方面：

a)可以顶替部分高成本(比如气电、煤电深度调峰等)的调峰电源调用，降低电网的平均购电成本；

b)在电网高峰，调峰容量缺额较大，通过放电支撑系统高峰负荷需求，减少负荷侧限电，带来增供电量收益。

在此场景下的电网收益

(11)

式中：p′b为电网配置储能参与调峰后的平均购电价；ΔQs为储能通过放电支撑系统高峰负荷需求，减少负荷侧限电带来的增供电量。

2.1.3 降低网损

储能通过“低充高放”，负荷低谷时充电增加系统网损，负荷高峰时放电减少系统网损，但总体上储能造成的网损减少量大于网损增加量[19]。因此，整体上电网网损降低，电网售电量增加，收益增加，此场景下的收益

(12)

(13)

式中ΔQloss和η′分别为电网安装储能后系统减少的网损电量和网损率。

2.2 促进新能源消纳效益分析

我国未来将构建以新能源为主体的新型电力系统。由于新能源出力的随机性和间歇性，加上部分常规电源被替代，进一步减少了灵活电源，系统中备用容量比例明显不足，在巨大的调峰压力下，可能造成不同程度的新能源弃电。若单纯靠备用电源保障系统，安全成本昂贵；储能装置响应速度快，充放电灵活，可及时响应以平抑新能源波动性，因此在未来新型电力系统中，电池储能将成为主要灵活性资源[20]。

目前我国的储能项目运营模式主要有合同能源管理和融资租赁模式[21]。在目前政策和市场环境下，储能投资成本较大，新能源场站主动配置储能的积极性有待提高；因此，电网企业需积极承担储能基础建设责任。比如：电网可承担储能电站的设计、建设其他相关设备以及电站运维成本；储能企业向电网租赁核心设备并承担租赁期内核心设备的运维、检修工作；新能源场站可通过购买服务向电网支付费用。通过采取储能电站共享租赁模式，可大大降低储能设备投资成本，缓解“无人愿意为配置储能买单”的尴尬局面，促进电网新能源消纳，支撑电网安全运行。同时，电网也可以收回一定的建设成本，此模式下有很大的盈利空间。

电网投资的储能可通过租赁模式收回建设成本，此场景下的电网收益

(Csto,cons+Csto,rt).

(14)

式中：Vser,rt为电网向新能源场站租售储能系统使用权获得的收益；Csto,cons为电网建设储能电站及相关设备的投资成本；Csto,rt为电网向储能企业租赁关键储能设备的租赁成本。

2.3 降低用户限电和供电可靠性效益分析

系统中某些重要用户对供电可靠性的要求较高，系统一旦出现故障导致负荷失电，将会造成不同程度的经济损失甚至事故。若要通过新建电源或大容量的外送电源通道缓解区域供电压力，通常会受限于建设成本、建设周期及施工条件。因此，在缺乏电源支撑的负荷中心配置储能，不仅建设周期短、配置灵活，且响应速度快，可以在关键时刻支撑系统电压稳定，或作为重要负荷的备用电源或不间断电源，减少停电损失，提高供电可靠性。该场景下，电网可降低用户侧限电频率，增加供电量，电网收益随之增加，具体收益

VS5=(Qb+ΔQb)[ps(1-η)-pb]-Cf.

(15)

式中ΔQb为系统配置储能后电网避免的停电电量。

由于第3类负荷用电行为受电价影响较大，假设实时电价为λt，用户临界低电价和高电价分别为λL、λH，则有：λt<λL时，用户用电行为不受电价影响；λt>λH时，负荷需求取最低值；λL≤λt≤λH时，用户用电行为受电价和其他因素影响。假设系统可靠性受到威胁，电网对第3类负荷采取限电措施，考虑需求侧响应，则在时间段(t1，t2)，这部分减供电量

(16)

2.4 支撑电网安全效益分析

较传统电网输配电设施，储能尤其是电化学储能的成本优势是：其建设规模可随着需求容量的变化分阶段投入，灵活的投资过程所产生的成本可看作功率或电量需求的连续变量[8]，成本回收途径灵活多样。

电网侧储能系统可替代传统电网为维持系统稳定运行的相关投资建设，如参与频率稳定的一次调频辅助设备、支撑局部电压稳定投资的无功补偿设备、系统备用电源及黑启动电源等工程投资。通过综合考虑技术、效用、经济及环境等因素，将问题转变为多目标优化建模及求解，并进行方案比选，形成可替代方案，减少投资成本。上述场景下的电网收益

(17)

式中ΔCf为电网侧储能替代传统维持系统稳定运行的相关投资所减少的投资成本。

2.5 社会效益分析

对全社会来说，除可量化的经济收益外，电网侧储能还产生以下的社会效益：

a)促进大规模新能源消纳，减少风电、光伏等新能源弃电，为传统电力系统向新型电力系统转型过程中能源供应不稳定提供灵活性资源支撑，加快推动可再生能源跨越式发展的“双碳”目标；

b)一定程度上替代了系统所需的传统化石燃料类的灵活性资源，减少污染物排放，产生环境效益；

c)减少用户侧限电次数、时长，支撑大工业用户合理降低用电成本，一定程度上增加用电可靠性，利于制造业和经济发展。

3 算例分析

3.1 电网传统业务案例分析

3.1.1 缓解电网阻塞效益

假设某线路目前运行于预控负荷比例α=95%下，线路极限功率Plim=15 MW，负荷年增长率为2%，按传统规划方法，1年后线路计划扩充5 MVA的容量。若通过配置储能来平衡负荷增长，考虑到负荷增长的不确定性，在确定储能装置容量时，增加25%的容量裕度，得到储能配置容量为375 kW。系统参数见表2。

表2 缓解电网阻塞系统参数

线路潮流在用电负荷峰值的2 h内到达极限Plim，系统单位停电损失费用Lt取高峰电价1.040 3元/kWh，1年内超负荷日数为150 d，则根据式(6)计算系统通过储能减少的网络阻塞成本Cblock=23.41万元。根据式(8)计算储能装置1年的延缓收益Vdef=578.2万元。

以配置1 MWh锂电池储能系统为例，系统技术、经济参数参考文献[5]。考虑系统时间成本后，将系统总成本折算至每年，见表3，其中第1年的年度总成本Csto=44.16 万元。综合年网络阻塞成本Cblock、年延缓投资收益Vdef及储能年度总成本Csto，可为电网带来间接性增收552.05万元。

表3 储能系统年成本费用

3.1.2 参与电网调峰效益

采用1 MWh锂电池储能系统，以广东省为例，根据广东省发展改革委制定出台的《关于进一步完善我省峰谷分时电价政策有关问题的通知》(粤发改价格〔2021〕331号)规定，全省统一划分峰谷分时电价时段，高峰时段为10:00—12:00和14:00—19:00，低谷时段为00:00—08:00，其余时段为普通负荷平段。假设储能系统采取“两充两放”模式，参与调峰时的高充低放的数据见表4，得到储能系统首年充放电量和销售收入见表5。储能通过参与系统调峰，在负荷高峰时期放电，间接性增加电网售电量，产生电量增收收益。

表4 储能系统参与系统调峰运行参数

表5 储能系统年充放电量及收入

3.1.3 降低网损效益

以单回10 kV线路为例，末端负荷最大约为8 MW，最小约为2 MW，分别计算系统安装储能前、后的典型日稳态潮流，对比2种情形下线路损耗，结果见表6[22]。由表6可知，安装1 MWh储能后，线路网损率减少约1%。

表6 线路损耗仿真计算结果

减少的网损相当于间接增加了系统售电量，年增供电量约为630.72 MWh，假设仍采用前文1 MWh的锂电池储能系统，第1年的储能总成本费用为44.16万元，计算电网的效益，见表7。

表7 电网降损效益

由表7可知，若取平时电价0.638元/kWh，系统年增供电量产生的收益无法覆盖储能系统年投资成本，但差距不大，结果较为保守。系统减少的网损是综合考虑了负荷峰值减少网损与负荷谷值增加网损后的差量，因此采用峰时电价更接近于增供电量产生的收益，此时，电网年增供电量收益可覆盖储能年投资成本，电网间接性增加了21.11万元售电收益。

当然，储能降低网损产生的增供电量收益受储能投资成本和电价直接影响，具体还需根据不同储能类型和各区域电价政策分析。

3.2 促进新能源消纳效益

基于MATLAB建立含火电、风电、光伏和钠硫电池储能系统的调度模型。以日内风光出力最大和火电机组运行成本最小为目标，并考虑火电机组出力和爬坡速率、风电机组输出功率、钠硫电池输出功率、系统功率平衡等约束条件，采用改进粒子群算法对调度模型进行优化计算求解[23]，机组详细参数见附录，综合对比结果见表8。由表8可以看出，储能系统提高了系统的新能源消纳能力(弃风量减少365.13 MWh，弃光量减少42.06 MWh)，降低了火电机组运行成本，有效提高了含新能源的电网运行综合经济效益。

表8 储能对新能源弃电及火电机组运行成本的影响对比

对于实际电网，文献[24]以长沙电池储能一期示范工程为例进行了分析，该项目采用租赁模式，即储能系统本体由电池厂商投资并负责运行维护(2.14亿元)，国网湖南综合能源服务有限公司负责储能电站投资建设(1.17亿元)，电网公司承担土地使用成本。储能电站总装机容量为60 MW、120 MWh，对2020年全省年方式进行生产运行模拟仿真，得到配置储能前后系统新能源消纳情况，见表9。

表9 配置储能前后系统新能源消纳对比

由表9可知，储能全年可降低全省新能源弃电量4.8×107kWh，降低火电机组深度调峰出力，减少污染物排放。按照每10 MW/20 MWh的储能容量配置，租赁费标准为260万元/年，综合能源公司通过储能电站可获得年收益达1 560万元。

3.3 降低用户限电和供电可靠性效益

采用1 MWh锂电池储能系统，功率转换器(power convert system, PCS)额定功率为290 kW，PCS放电效率为95%。若配置储能主要目的是提升系统供电可靠性，则采用功率型储能，功率响应补贴采用国内定价机制，补贴价格取100元/kW，响应次数不超过10次/年，得到储能系统功率响应年收益为23.55万元。若配置能量型储能系统参与需求侧响应，减少用户侧限电，间接增加电网供电量，假设能量型系统每次响应放电时长1 h，每年响应次数100次，系统年增供电量为100 MWh，平时电价下的增收为6.38万元，峰时电价下的增收为10.35万元。因此，电网可以通过配置储能，提高用户侧供电可靠性，减小限电频率，产生间接收益。

3.4 支撑电网安全效益

本文以电网支撑局部电压稳定投资的无功补偿设备与储能方案对比进行说明。以广东电网某重载500 kV变电站为例，站内含4×1 000 MVA变压器，3 000 MW常规直流，负荷为3 500 MW(采用“50%电动机+50%恒阻抗”动态负荷模型)。分别在220 kV母线侧接入同等容量的新型调相机(300 Mvar)、STATCOM(300 Mvar)和储能(300 MW)，设置三相永久故障，仿真对比三者对系统暂态电压支撑效果，三者的无功输出电流如图1所示。

图1 调相机/STATCOM/储能无功电流输出

结果表明，故障情况下调相机、STATCOM和储能可以在时空上互相配合，调相机提供瞬时无功支撑、STATCOM提供20 ms级无功支撑、储能提供40 ms级无功支撑。三者均可通过合理的控制策略，对重载节点以及近区直流落点提供快速有效的无功支持，提高系统稳定性。

储能系统采用本文锂电池储能系统，比较三者的全生命周期成本，包括初始投资成本、运维成本、残值等。新型调相机服役年限一般为30年，链式STATCOM服役年限一般为10年[25]，储能系统取10年。考虑全生命周期内的投资成本(含初始投资成本、运维成本及损耗成本等)，并采用等年值法比较三者同样的容量下(300 Mvar或300 MW)年现金流，见表10。