分布式储能在配网中的应用及其经济性评估

赵玉婷，吕当振，万代，赵永生

(1.湖南信息职业技术学院，湖南 长沙 410200；2.国网湖南省电力有限公司电力科学研究院，湖南 长沙 410007)

0 引言

随着经济发展和居民生活水平的提高，特别是空调负荷的急剧增长，湖南长沙电网负荷峰谷差逐年增大，特别是在夏季和冬季用电高峰时出现电力供应短缺状况。据统计，2021年长沙市全年日负荷最大峰谷差达到了4 283 MW，当日最大负荷为8 497 MW，峰谷差率(峰谷差/峰值)达到了50.4%，峰谷差率加大会造成发电机组启停次数增多、机组频繁调峰且调峰深度加大，对机组和电网安全经济运行及可靠稳定供电构成显著威胁。在迎峰度夏和迎峰度冬时，由于用电负荷的持续攀升，造成配电台区配电变压器重载或过载。据统计，2021年长沙市重载台区达1 974台次，过载达212台次，对配电变压器的安全运行及用户持续可靠供电构成严重威胁。

电化学储能具有技术成熟、功率与能量可灵活配置、充放电响应迅速等特点[1]，作为电网的“稳压器”，越来越广泛地用于电网调峰调压中[2]。在峰谷差率较大的电网中，负荷低谷时充电，在负荷高峰时放电，可有效地减小负荷的峰谷差，起到提升电能质量、调节电力供需平衡、削峰填谷的作用[3]。电化学储能主要分为电源侧储能电站、电网侧储能电站和配网分布式储能电站三种类型[4]。其中配网分布式储能电站可分为固定式储能电站和移动式储能电站[5-7]。

固定式储能电站分为用户分布式储能电站和台区分布式储能电站。用户分布式储能侧重于利用分时电价获取收益，在电网负荷低谷时段(电价低)充电，在电网负荷尖峰时段(电价高)放电，从而获取经济利益。同时还有助于减小电网负荷的峰谷差值，起到电网削峰填谷的作用[8]。台区储能电站通常安装在台区配电变压器处，由电网供电企业投资建设为主，主要用于解决台区重(过)载、低(过)电压、新能源就地消纳、三相不平衡及电力保供等问题[9-11]，提升配电变压器运行安全性和经济性[12]，以及供电的电能质量水平。

移动式储能电站有专用的移动储能电站(车)和利用电动汽车电池作为储能电池的移动储能电站，移动式储能电站主要作为应急电源或保障电源使用，替代以往的柴油应急电源车。

目前研制出了各种类型的配网分布式储能装置，并得到了试点应用，如国网湖南省电力有限公司电力科学研究院(以下简称“湖南电科院”)研发的配网智能储能装置，在湖南岳阳君山区钱粮湖小龙虾生产基地试点应用，解决了配电台区短时重过载和末端电力用户低电压问题；福建泉州南安翔云镇4个50 kW/63(kW·h)台区共享储能系统的投运，实现了台区分布式光伏100%就地消纳、电压质量100%合格、台区弹性增容14.3%，供电可靠性提升11.4%；国网青海省电力公司电力科学研究院研制的配电台区储能装置在青海省海南州共和县试点应用，该储能装置可单相充放电，实现实时的逐相调节电压，能有效解决配电变压器三相不平衡的问题；国网湖南省电力有限公司(以下简称“湖南省电力公司”)研发的100 kW/270(kW·h)台区储充一体化装置在长沙丰泉古井社区投运，解决了老旧小区供电设施建设不足、配电变压器增容困难、小区电动汽车充电桩需求无法满足的问题；湖南省电力公司研发的150 kW移动储能电源车已应用于配网检修作业中，在电网设备检修时，保证了电力用户的持续供电；湖南电科院研发的移动式V2N保供电装置，以电动汽车作为储能介质，集成电力物联网、边缘计算及电力电子技术，大幅降低了移动储能系统的应用成本，该装置在2022年春节保电、长沙市中高考保电等重要工作中成功示范应用，取得了良好效果。

随着配网分布式储能电站技术不断成熟，应用场景不断扩大，已经取得了良好社会效益，但目前缺乏对其全生命周期投资收益的全面深入研究，经济上尚未得到广泛认可，阻碍了配网分布式储能的大规模推广使用，因此对配网分布式储能进行经济性评估具有现实意义。

1 配网分布式储能电站应用场景及价格体系分析

配网分布式储能电站与电网侧储能电站同样具有削峰填谷、调峰调频的作用，此外配网分布式储能在提升用户电能质量方面具有独特作用。

1.1 应用场景分析

1)参与电力辅助服务市场交易，保障电网安全、稳定、经济运行

根据《湖南省电力辅助服务市场交易规则》(湘监能市场[2020]81号)文，储能电站可以参与深度调峰交易和紧急短时调峰交易等交易品种，获取相应服务费用，保障电网安全、稳定、优质、经济运行。

根据《2021年湖南省度夏电力需求响应实施办法》(湘发改运行[2021]405号)，电力用户按照约定，在电力系统供电负荷高峰时段自愿削减、暂停用电需求或者将高峰时段用电需求转移到全社会用电需求低谷时段，并获得相应补偿。

2)提升配电变压器容量，避免压减用户电力负荷

在配电台区负荷高峰时，配电变压器容量不满足负荷需求，为保障配电变压器的安全运行，必须限制电力用户负荷。台区分布式储能电站可以在负荷较低时进行充电，在负荷高峰时放电，在一定程度上避免了配电变压器在负荷高峰时过载运行，保证了配电变压器的安全运行和电力用户持续可靠供电，同时也增加了供电量。

3)作为应急电源，避免用户短时停电

在电网事故或短时检修时，可以利用固定式台区储能电站或移动式储能电源车提供临时电源，保障电力用户持续供电。

4)在台区电压质量不满足要求时，提升用户电压质量

对于负荷变化较大的用户，配电台区难以保障用户电压持续在标准允许范围内，通常表现为在负荷低时过电压，负荷高时低电压。台区分布式储能电站可以通过对充放电的控制，实现台区电压的稳定控制，确保台区电压在标准允许范围内，改善电力用户的电压质量。

5)在台区三相负荷不平衡时，调节配电变压器三相负荷

配电台区三相负荷不平衡，会出现配电变压器某相过载、其他相轻载的现象，造成配电变压器无法按照额定容量运行，增加变压器损耗，甚至损坏变压器或影响变压器使用寿命。台区分布式储能电站可以通过对充放电电流大小的分相控制，实现台区三相负荷不平衡的调节，使配电变压器三相负荷均匀运行。

6)在台区接入较大容量分布式光伏(风电)等新能源时，实现台区新能源就地消纳

台区分布式储能电站可在配电变压器倒送功率达到设定值时进行充电，从而控制配电变压器倒送功率在允许范围内，在一定程度上保证台区新能源不弃或少弃。

1.2 应用价格体系分析

1.2.1 削峰填谷

目前，储能削峰填谷的经济价值主要体现在利用峰谷电价差套利。业内普遍认为储能系统利用峰谷差套利的门槛是峰谷电价差达到(0.7元/kW·h)。湖南省发展和改革委员会发布《关于进一步完善我省分时电价政策及有关事项的通知》(湘发改价调规〔2021〕848号)文[13]，指出为充分发挥价格杠杆作用，合理引导用户削峰填谷，促进构建新型电力系统，拉大峰谷价差，高峰、平段、低谷电价比调整为1.6∶1∶0.4。目前湖南省峰谷电价比达到4∶1，储能已具备利用峰谷电价差进行套利的可行性。

1.2.2 参与电力辅助服务市场

1)系统调峰

随着风电、光伏渗透率逐渐增大，风电、光伏在为电网输送大量清洁电能的同时，给电网运行也带来了诸多挑战，其中调峰问题尤为突出。国家也越来越重视利用大型电池储能进行系统调峰的应用，为保障储能技术的推广也制定了相应的政策，在经济上进行一定的补偿。2017年12月25日，国家能源局南方监管局下发《关于印发南方区域“两个细则”(2017版)的通知》，文件中对于容量在2 MW/0.5 h及以上提供调峰服务的储能电站，对充电电量进行500元/(MW·h)的补偿。2018年1月南方监管局发布《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》(以下简称“细则”)，将电化学储能电站纳入管理。《细则》适用于南方区域地市级及以上电力调度机构直接调度的并与电力调度机构签订容量为2 MW/0.5 h及以上的储能电站。储能电站根据电力调度机构指令进入充电状态的，按其提供充电调峰服务统计，对充电电量进行补偿，具体补偿标准为0.05万元/(MW·h)。当前从湖南省辅助服务市场来看，储能可以参与深度调峰交易，在系统负备用不足或者可再生能源消纳困难的情况下，以其自身提供的充电服务为交易标的，提高系统负备用水平或者可再生能源消耗能力。

2)系统调频

在电力系统运行过程中，自动发电控制(automatic generation control，AGC)主要通过实时调节电网中调频电源的有功出力，实现对电网频率及联络线功率的控制。储能系统能够快速、精确地控制功率输出，非常符合电网调频的需求。2006年国家电力监管委员会发布《并网发电厂辅助服务管理暂行办法》以来，中国辅助服务补偿机制已经基本建立，特别是AGC调频市场化已经取得了显著的成效。对于调频价格标准不同地区存在差异，例如山西省2017年10月底印发的《山西电力调频辅助服务市场运营细则》中规定调频服务的申报价格为12～20元/MW。但到年底，报价范围调整为5～10元/MW，目前山西省已经开始使用调整后的标准。南方(以广东省起步)调频辅助服务市场于2017年12月18日开始模拟运行，其主要目的是测试交易规则和交易系统，模拟运行的范围为广东电网直调发电机组。2018年1—2月，调频市场模拟运行期间，每日市场产生的调频总收益约为200万元，平均成交价格为34.79元/MW。

3)无功调节

发电机或电网中的其他无功电源向系统注入或吸收无功功率，以维持电网中的节点电压在允许范围内，以及在电力系统故障后提供足够的无功支持以防止系统电压崩溃。在缺乏市场化运营经验的初级电力市场中，对无功服务采用补偿电价不但简单易行，合理的经济补偿还有利于提高发电厂参与无功/电压调整的积极性。湖南省辅助服务市场中有关无功补偿的政策还没有明确的定价方式，根据历史数据来看，2017年第四季度在无功补偿上的支出仅为62万元，占整个辅助服务补偿的0.99%。因此，确定储能电站无功调节的合理补偿定价方式，对于大规模储能电站的经济运行和可持续发展具有一定的意义。

4)备用容量

电力系统中绝大部分的备用容量是由发电机组提供的，但在市场环境下，提供电能和提供备用二者存在利益冲突。系统的备用容量是保证系统可靠运行的前提，如何处理好备用容量和电能供应是电力行业所关注的问题。在市场环境下，备用容量以辅助服务的形式开展交易，为储能参与市场多元化盈利提供了途径。

5)黑启动服务

系统黑启动过程的费用根据实际黑启动过程的产生额计算，包括燃料费用和实际黑启动操作的劳力成本及设备损害费用等。所有黑启动的费用要体现在电价中，根据用户用电量的多少、分时段的黑启动电价来计算。在事故情况下希望优先恢复负荷的用户，可事先签订黑启动服务合同，在系统运行条件允许的情况下，按所付费用享受不同的恢复优先权。

2 配电网分布式储能电站定址选容原则

配网分布式储能电站定址选容主要从经济性适宜、电能质量提升和尽量不发生容量浪费的原则确定。

1)选择峰谷电价差较大的台区或用户

“双碳”目标下新能源发展迅速，其时空差异性加大了配电网负荷峰谷差。而储能系统的能量时空平移特性可对负荷曲线进行削峰填谷，可有效优化配电网潮流分布、减小网损、缓解功率堵塞以及减缓输配电设施升级。具有较大峰谷电价差的台区或电力用户配置分布式储能，与现有调峰手段相结合，可以提升储能电站的经济性。

储能电站容量应尽量不大于负荷曲线峰谷用电量，以避免储能电站容量浪费。原则上储能电站功率不大于配电变压器额定容量的20%。

2)选择电能质量较差的台区或用户

配电变压器可能重载或过载且负荷变化较大、三相负荷不平衡度较大的台区或电力用户，在运行过程中极有可能进入不正常运行状态，降低了配电网电能质量。合理配置分布式储能有助于缓解负荷波动带来的影响，提升配电网电能质量。

3)选择有新能源消纳困难的台区或用户

高渗透率分布式发电接入配电网时，多余的电能往往不能被及时消纳，同时对于并网点附近轻载的配电变压器可能出现功率倒送超过允许值的现象，一方面损害变压器和电力设备，另一方面，可能导致输电线路继电保护装置失效，降低了配电网安全性。合理配置分布式电源可以实现能量的时空转移，提升配电网运行安全性。

4)选择供电可靠性要求较高的重要台区或用户

对于具有一级负荷及要求较高电能质量的生产企业台区或电力用户，合理配置分布式储能，对提高供电可靠性和电能质量具有重要意义。

5)考虑分布式储能耦合性的需求

分布式储能具有分散性、容量小等特点，难以被电网集中调度，在大规模应用时，应进一步考虑分布式储能之间的聚合管理及协调控制模式，提高分布式储能的耦合性。

3 储能电站经济性评估模型

储能电站经济评估包含成本评估和收益评估两方面[14-16]，在此基础上再进行投资回报率分析[17]。

3.1 储能电站全寿命成本评估

3.1.1 建设阶段成本

建设阶段主要包括项目立项、项目设计、设备购置、土地购置、项目施工等，将此阶段的成本统称为一次性投入成本。为简化计算，将一次性投入成本看作全部产生在项目的起点，属于资金时间价值中的现值。

对于配网分布式储能电站，由于电站规模较小，设计施工简单，且建设用地一般为自有用地，一次性投入成本主要由储能设备购置价格决定。储能设备价格由储能设备的功率部分和容量部分组成。功率部分通常与能量转换系统相关，容量部分则体现了储能元件本体的价值。目前分布式储能装置根据其容量及采用电池类型不同，建设成本为1.5～2.5元/(W·h)。

3.1.2 运行阶段成本

运行阶段成本是为保障储能电站在整个寿命期内的正常运行而投入的成本，由固定部分的运维成本和可变部分的年充电成本组成。

1)年运维成本

运维成本每年等额产生，属于资金时间价值中的年金。年运维费用按额定容量下年充放电循环次数M=365次核算，每年固定不变，运维成本取0.05元/(kW·h)。

设Cw，n为年运维成本、n为年度、Q为电池容量、M为年充放电循环次数。

2)年充电成本

设年充电量为Qc，n、充电电价为Pc、年充电成本为Cc，n、年运行成本为Cy，n、年运维成本为Cw，n、电池放电深度p、电池容量年衰减系数为δ。

为保障电池运行安全可靠，降低电池衰减速度，运行中电池不满充满放，储能电站荷电状态(state of charge，SOC)设为10%～90%。即当SOC=10%时，储能电站停止放电；当SOC=90%时，储能电站停止充电，因此取放电深度p=90%-10%=80%。

3.1.3 退役阶段成本

退役阶段主要包括储能电站寿命到期后的拆迁、清理、销毁和回收等活动。退役阶段成本主要包括报废处理成本和回收残值，发生在项目的终点，属于资金时间价值中的终值。报废处理成本指储能系统各部分元件寿命耗尽时对其进行无害化处理投入的资金。对于配网储能电站，由于规模较小，储能装置由回收企业回收，一般不考虑报废处理成本。储能电站回收残值由回收企业根据储能电池剩余容量及当时市场行情进行评估的残余价值决定，通常按照设备原值回收残值率3%～5%确定。

3.1.4 全寿命周期成本

储能电站全寿命周期主要取决于储能电池剩余容量，剩余容量主要由电池充放电循环次数决定。储能电站是否退役，由储能电站所有者综合考虑电池衰减后的充放电效益下降与更换储能设备的投资的经济性决定。目前储能电站招标一般要求储能电池容量衰减到80%时充放电循环次数达4 000次以上，运行年限在11年以上。

设储能电站全寿命周期成本为Ctotal，建设成本为Cinv，回收残值为Cres。

3.2 储能电站全寿命收入评估

3.2.1 放电收入

设年放电量为Qf，n、放电电价为Pf、充放电效率为η、年放电收入为Sf，n。则有:

式中，一般η=90%。

3.2.2 参与电力辅助市场服务收入

储能电站可参与调峰、调频、无功调节、备用容量及黑启动等电力辅助服务市场。由于电力辅助服务市场正处于发展建设阶段，其制度、技术标准及价格体系尚不完备，目前仅能参与华中电力调峰辅助服务或湖南电力调峰辅助服务市场交易。现以参与湖南电力调峰辅助服务市场交易为例开展评估分析。

设储能电站全年参与电力调峰服务为K天、每天参与m次调峰，每次调峰电量占充电电量比例为W、参与调峰度电结算电价为Ptf、收益为Stf，n。则有:

按照2021年湖南储能电站参与电力市场辅助服务运营情况统计，m=300、W=40%、Ptf=0.19元/(kW·h)。

3.2.3 全寿命周期收入

设储能电站全寿命周期收入为Stotal。

3.3 储能电站全寿命经济性评估

储能电站全寿命周期经济性评估用投资年平均收益率进行评估，设年平均收益率为Yavg。则有:

4 储能电站经济性评估案例

长沙某商业广场配电变压器容量300 kV·A，按20%配置储能装置，储能装置选择为60 kV·A/120 kW·h。招标要求储能电池容量衰减到80%时完全充放电循环次数达4 000次以上，运行年限在11年以上。则:(1-δ)n-1=0.8，其中n=11。

求得满充满放时电池年衰减系数δ=0.022。

实际上放电深度p=80%，所以δ=0.022×80%=0.019 8

该商业广场执行分时电价见表1。根据分时电价表，储能电站可采用每天一次充放电和每天两次充放电运行。

表1 长沙某商业广场分时电价 元/(kW·h)

4.1 采用每天一次充放电循环运行时经济性评估

在低谷时段(23∶00—次日07∶00)进行充电，在尖峰时段(18∶00—22∶00)进行放电。

4.1.1 储能电站成本核算

1)投资成本

储能装置按2元/(kW·h)计算，该储能电站投资成本Cinv为24万元。

2)运维成本

将Q=120、M=365天，代入式(1)，则有:

运维成本Cw，n=2 190元/年，

3)充电成本

将Pc=0.37、Q=120、M=365天、p=80%、δ=0.019 8代入式(3)，则有:

每年充电成本Cc，n=12 964.8×0.980 2n-1，

4)退役成本

按照设备原值回收残值率5%确定，则:

Cres=240 000×5%=12 000元。

5)全寿命周期成本

将n=11代入式(5)，得全寿命周期成本Ctotal=381 390元。

4.1.2 储能电站收入核算

1)放电收入

将Pf=1.34、η=90%代入式(7)，则有:

年放电收入Sf，n=42 258.24×0.980 2n-1，

2)参与电力辅助市场收入

按照2021年湖南储能电站参与电力辅助服务市场运营情况统计，k=300、W=40%、Ptf=0.19元/(kW·h)，m=1代入式(8)，得:

Stf，n=2 736元/年。

3)全寿命周期总收入

将n=11代入式(9)，Statal=451 546元。

4.1.3 储能电站投资年平均收益率

根据式(10)，参与辅助电力市场年平均收益率Yavg=2.66%，不参与辅助电力市场年平均收益率Yavg=1.52%

4.2 采用每天两次充放电循环运行经济性评估

采用在低谷时段1(23∶00—次日7∶00)进行充电，在尖峰时段1(11∶00—14∶00)进行放电；在低谷时段2(14∶00—18∶00)再进行充电，在尖峰时段2(18∶00—22∶00)再进行放电。

4.2.1 储能电站成本核算

投资成本、运维成本和退役成本不变。由于储能电池衰减系数主要取决于电池充放电循环次数，对于每天两次充放电循环来说，半年电池衰减程度相当于每天充放电循环一年的电池衰减程度，因此取n=11×2=22。每半年充电次数M=365/2=182.5次。

每半年充电成本Cc，n=6 482.4×0.980 2n-1+12 789.6×0.980 2n-1。

4.2.2 储能电站收入核算

每半年放电收入Sf，n=17 187.1×0.980 2n-1+21 129.1×0.980 2n-1，

4.2.3 储能电站投资年平均收益率

参与辅助电力市场年平均收益率Yavg=5.7%，

不参与辅助电力市场年平均收益率Yavg=3.42%。

5 结语

1)投资配网分布式储能电站可以实现盈利，但年收益率不高，单纯从经济性考虑，目前投资配网分布式储能电站吸引力不大。

2)对于电能质量需要改善的配网台区及对电能质量要求较高且峰谷价差较大的电力用户，建设分布式储能电站在经济上可以实现微利，同时可以直接提升配电台区电能质量水平，间接减少新建或改造输变电设施和改善电能质量的投资成本，具有较高的综合效益，建议大力推广使用分布式储能电站。

3)为提升配网分布式储能电站的经济效益，建议:

①选择全寿命周期内价格便宜、安全性高的储能电池，如磷酸铁锂电池、铅炭电池、钠离子电池或液流电池等，减少储能电站初始投资成本或全寿命周期成本；

②在储能电站运行阶段，应根据分时电价进行经济性评估，决定采用每天一次或两次充放电循环。通常情况下采用每天两次充放电循环经济效益会有所提升，但是储能电池衰减会增快，导致储能电站寿命缩短，因此应在储能电站经济性和寿命周期进行充分评估，权衡利弊，决定储能电站的运行方式；

③参与电力辅助服务市场交易对提升储能电站经济效益有较大的帮助，应积极参与，获取相应的溢价收益。

4)为促进配网分布式储能电站的良性发展，建议将湖南省分时电价政策扩展至居民用户，促进居民储能的发展以及家用电动汽车参与电网削峰填谷与电力需求侧响应。进一步完善电力辅助服务市场交易规则，促进储能电站全面参与各项电力辅助服务市场交易，在提升电力系统安全、稳定、经济运行水平的同时，进一步提升储能电站的经济效益。

5)在迎峰度夏和迎峰度冬等电力缺口较大的时间段，通过建设车网互动(Vehide to grid，V2G)充放电桩，制定包括特殊时段提高放电电价等引导性政策，鼓励及组织电动车进行放电，弥补迎峰度夏和迎峰度冬等特殊时段的电力缺口。出台长期价格政策，对V2G参与绿电交易、电网辅助服务、需求侧响应给予支持，促进车网互动的健康发展。