南 雄，張國強，劉文毅

（華北電力大學(xué)能源動力與機械工程學(xué)院，北京 102206）

隨著越來越多的可再生能源發(fā)電并網(wǎng)以及分布式能源的快速發(fā)展，電網(wǎng)的峰谷差逐步增大，可再生能源的波動性、不可調(diào)度性致使電網(wǎng)的調(diào)峰問題更加突出。為解決新能源消納問題，能源市場對儲能的需求愈發(fā)迫切，因此對儲能系統(tǒng)進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性評價就顯得尤為重要。

目前，儲能方式較多，包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能、超導(dǎo)儲能以及不同類型的電池儲能等，而抽水蓄能、壓縮空氣儲能、電池儲能技術(shù)相對成熟。儲能系統(tǒng)（ESS）具有電源與負(fù)載的雙重特點，在調(diào)節(jié)電網(wǎng)負(fù)荷及維持電網(wǎng)安全可靠性上意義重大，具有廣闊的發(fā)展前景[1]。

針對儲能系統(tǒng)參與調(diào)峰的常規(guī)經(jīng)濟(jì)性，國內(nèi)學(xué)者采用壓縮空氣儲能代替小火電機組，從能量轉(zhuǎn)換效益、環(huán)保效益和容量效益方面進(jìn)行了效益經(jīng)濟(jì)性評價分析，并充分考慮了靜態(tài)效益與動態(tài)效益，分別在有、無峰谷電價差下進(jìn)行了綜合性量化評價研究，結(jié)果表明，儲能系統(tǒng)代替火電機組參與調(diào)峰具有可觀的經(jīng)濟(jì)效益[2]。不同調(diào)峰程度下儲能系統(tǒng)的容量需求不同，文獻(xiàn)[3]根據(jù)電網(wǎng)負(fù)荷特性和抽水蓄能能耗特性進(jìn)行抽水蓄能電站容量規(guī)劃，結(jié)果表明該電網(wǎng)中抽水蓄能電站最佳容量占總?cè)萘康?%～10%。國外學(xué)者對儲能系統(tǒng)參與電網(wǎng)一次調(diào)頻備用和調(diào)峰進(jìn)行了經(jīng)濟(jì)評價，分別在2 個獨立的電力系統(tǒng)確定了儲能系統(tǒng)提供一次調(diào)頻備用或調(diào)峰發(fā)電的電力系統(tǒng)費用節(jié)省情況，結(jié)果表明這是一種對在線運行機組備用發(fā)電量調(diào)度的經(jīng)濟(jì)替代方案[4]。

在儲能系統(tǒng)參與市場化競爭方面，學(xué)者們從投資者角度研究了儲能系統(tǒng)投資的經(jīng)濟(jì)性問題，提出了儲能系統(tǒng)規(guī)模化應(yīng)用的經(jīng)濟(jì)條件[5]：文獻(xiàn)[6]研究了壓縮空氣儲能系統(tǒng)在有、無補貼條件下的投資回收期與內(nèi)部收益率；針對電池儲能，文獻(xiàn)[7]將考慮電池充、放電深度及壽命的儲能電站初始投資、運行維護(hù)成本計算在內(nèi)，分析了發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)以及政府補貼的儲能電站收益，結(jié)果顯示，峰谷電價差在0.8 元/(kW·h)以上時，兆瓦級儲能電站可實現(xiàn)較好經(jīng)濟(jì)效益；文獻(xiàn)[8]在考慮儲能系統(tǒng)所有潛在收益的基礎(chǔ)上，建立了儲能經(jīng)濟(jì)性判據(jù)模型，提出電力市場化改革有助于量化并實現(xiàn)儲能的潛在收益和價值，鼓勵發(fā)電側(cè)應(yīng)用儲能技術(shù)提高收益和火電效率。

蓄能電站與可再生能源的集成發(fā)展既可以調(diào)節(jié)負(fù)荷又能提高可再生能源發(fā)電比例，降低棄光棄風(fēng)量[9]。文獻(xiàn)[10]通過?成本計算分析風(fēng)電－壓縮空氣儲能聯(lián)合運行系統(tǒng)中風(fēng)電存儲能耗特性和經(jīng)濟(jì)性；文獻(xiàn)[11]構(gòu)建了火電、風(fēng)電與抽水蓄能電站聯(lián)合運行成本效益分析模型，在增加了電網(wǎng)并入風(fēng)電的能力的同時減少了碳排放，并有效克服了風(fēng)力發(fā)電的隨機性、間歇性對電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行造成的影響。

儲能在常規(guī)發(fā)電、可再生能源發(fā)電、輔助服務(wù)等領(lǐng)域所起的作用和經(jīng)濟(jì)效益的評價方法不同，除經(jīng)濟(jì)效益外，儲能的社會效益?zhèn)?、資源消費側(cè)、用戶投資側(cè)效益評價也不可忽視。國、內(nèi)外學(xué)者雖然從多種角度研究了儲能的經(jīng)濟(jì)性，但基于電網(wǎng)負(fù)荷調(diào)峰的主要需求，從不同層次全面分析儲能系統(tǒng)參與調(diào)峰對傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性影響研究相對較少。對此，本文針對某區(qū)域電網(wǎng)典型日負(fù)荷曲線，在采用不同類型儲電系統(tǒng)參與調(diào)峰時，從資源節(jié)約、社會效益和投資盈利側(cè)角度，全面分析儲電對電力市場經(jīng)濟(jì)性的影響。

1 常規(guī)發(fā)電領(lǐng)域傳統(tǒng)調(diào)峰成本分析

1.1 常規(guī)發(fā)電與傳統(tǒng)調(diào)峰方式

常規(guī)發(fā)電以火電為主，低負(fù)荷運行是一種傳統(tǒng)的調(diào)峰方式。本節(jié)根據(jù)全網(wǎng)火電結(jié)構(gòu)計算火電平均能耗，分析火電調(diào)峰經(jīng)濟(jì)性。假定全網(wǎng)火電機組承擔(dān)全部調(diào)峰任務(wù)，且均采用低負(fù)荷調(diào)峰方式，為了更加貼近實際，參與調(diào)峰的機組由不同容量的典型燃煤機組和典型燃?xì)饴?lián)合循環(huán)機組組成。

截至2016年底，我國煤電裝機94 624 萬kW，燃?xì)庋b機7 011 萬kW（占比7%[12]），其中煤電主要由1 000 MW 級、600 MW 級、300 MW 級和小型機組組成，其中小型機組多擔(dān)任起停調(diào)峰任務(wù)或者多為供熱機組，并且隨著上大壓小政策的不斷推進(jìn)，小型機組容量不斷被降低。本文采用典型裝機容量下燃煤機組的典型數(shù)據(jù)，燃?xì)怆娬静捎肰94.3A二拖一機組的典型數(shù)據(jù)（如初始投資、部分負(fù)荷煤耗、容量比等）進(jìn)行熱經(jīng)濟(jì)性分析。表1、圖1分別為我國大型燃煤機組裝機結(jié)構(gòu)和典型火電機組不同負(fù)荷下的能耗。

表1 我國300 MW 及以上燃煤機組裝機構(gòu)成Tab.1 The composition of 300 MW and above coal-fired units installed in China

圖1 我國典型火電機組在不同負(fù)荷下的能耗Fig.1 The energy consumption of typical coal-fired power units and V94.3A gas units in China

1.2 傳統(tǒng)火電調(diào)峰的平準(zhǔn)化發(fā)電成本分析

平準(zhǔn)化發(fā)電成本（levelized cost of electricity,LCOE）模型是一種國際上通用的能源電力領(lǐng)域發(fā)電成本計算方法，通常用作衡量發(fā)電技術(shù)競爭力的指標(biāo)和比較不同技術(shù)的標(biāo)準(zhǔn)，對平準(zhǔn)化發(fā)電成本的定義來自收入的凈現(xiàn)值等于成本的凈現(xiàn)值這一恒等式[13]，即

LCOE 模型意義即電廠全生命周期總成本的現(xiàn)值與全生命周期發(fā)電量的比值。

式中：Ccost,n為項目第n年的成本，C0為電廠初始投資成本，F(xiàn)n為年燃料成本，On為年運行成本，En為年發(fā)電量，r為貼現(xiàn)率，n為項目運營年限，N為項目的壽命期。

對投資、運維等成本參數(shù)進(jìn)行假定[14-15]，見表2。

表2 基本參數(shù)假定Tab.2 Assumptions of basic parameters

1.3 傳統(tǒng)火電調(diào)峰的平準(zhǔn)化發(fā)電成本主要結(jié)果

本節(jié)分別針對1 000、600、300 MW 機組以及聯(lián)合循環(huán)機組進(jìn)行部分負(fù)荷下的發(fā)電成本計算，結(jié)果如圖2所示。同時，對不同機組的發(fā)電成本根據(jù)各自裝機比例加權(quán)得出全網(wǎng)火電機組不同調(diào)峰程度下的平均平準(zhǔn)化發(fā)電成本，如圖3所示。

圖2 不同負(fù)荷運行時不同等級火電機組平準(zhǔn)化發(fā)電成本及其燃料成本占比Fig.2 The levelized cost of electricity of the thermal power units with different scales at different loads and the proportions of fuel cost

圖3 火電機組不同調(diào)峰程度下平均平準(zhǔn)化發(fā)電成本Fig.3 The average power generation cost of thermal power units with different peak-shaving degrees

由圖2可以看出：煤電機組平均發(fā)電成本在0.354 元/(kW·h) 以上，其中燃料成本占比58.5%～61.9%；燃?xì)獍l(fā)電機組平均發(fā)電成本不低于0.690 元/(kW·h)，其中天然氣消費成本占比72.5%～77.0%；發(fā)電成本隨機組負(fù)荷降低而升高。

由圖3可以看出：機組參與的調(diào)峰任務(wù)越大，其發(fā)電成本越高，火電機組由滿負(fù)荷降至30%負(fù)荷運行時，其平均LCOE 增加了0.046 元/(kW·h)。

2 蓄能電站調(diào)峰多視角效益分析

削峰填谷是蓄能電站調(diào)峰的主要形式，本節(jié)以某區(qū)域電網(wǎng)冬季典型日負(fù)荷曲線[16]為例，采用儲能參與調(diào)峰的方式從資源效益?zhèn)?、社會效益?zhèn)?、投資側(cè)3 個角度對比3 種不同儲能系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)收益。儲電實施方式及儲電參與調(diào)峰前、后的負(fù)荷率變化如圖4所示。

圖4 儲電實施方式及儲電參與調(diào)峰前、后的負(fù)荷率變化Fig.4 The electricity storage implementation mode and changes of the load rate before and after electricity storage participating in peak regulation

針對某區(qū)域電網(wǎng)的典型日負(fù)荷曲線，低于平均負(fù)荷以下的低負(fù)荷區(qū)為蓄電站吸收電量（Ea）的“填谷區(qū)”。根據(jù)填谷比例的大小，蓄能后電網(wǎng)火電機組的負(fù)荷率會有不同程度的提升。高于平均負(fù)荷以上的高負(fù)荷區(qū)為“削峰區(qū)”。采用蓄電站放電之后（Eaη），整個電網(wǎng)所需總負(fù)荷不變，蓄電站會替代等容量的火電機組。因此，火電機組總的裝機容量會減少，減容量為LLoad0?LLoad2?？紤]總裝機容量降低對儲電前LLoad0對應(yīng)的負(fù)荷率的影響，負(fù)荷率由儲電前LLoad0對應(yīng)的負(fù)荷率增加到儲電前“LLoad0/總裝機容量降低率”負(fù)荷下對應(yīng)的負(fù)荷率（ΔL1），增加儲電后在低負(fù)荷區(qū)調(diào)峰機組需要多發(fā)出蓄電量（Ea），因此，低負(fù)荷區(qū)的負(fù)荷率將由儲電前“LLoad0/總裝機容量降低率”負(fù)荷下對應(yīng)的負(fù)荷率增加到儲電后LLoad1對應(yīng)的負(fù)荷率附近（ΔL2）；在高負(fù)荷區(qū)，由于蓄電全程放電，減容后假定火電機組在高峰段100%工況運行，保證高峰期負(fù)荷率與蓄電前高峰負(fù)荷LLoad0對應(yīng)的負(fù)荷率相同，高峰時調(diào)峰機組裝機容量缺口由所需電能來補充。假設(shè)電網(wǎng)需求負(fù)荷達(dá)到尖峰時，機組按設(shè)計工況運行，則蓄電系統(tǒng)對負(fù)荷率的提升為

假設(shè)蓄電系統(tǒng)參與調(diào)峰的總效益為?B，儲能系統(tǒng)參與調(diào)峰的經(jīng)濟(jì)效益對調(diào)峰電量平攤的單位調(diào)峰效益?b為

定義填谷比例a為增加儲能后低谷區(qū)負(fù)荷增加量與理論最大增加量的比值，即

對3 種常見儲能系統(tǒng)的參數(shù)進(jìn)行基本假定[1,9,17-19]，見表3。

表3 3 種常見儲能系統(tǒng)參數(shù)假定Tab.3 Assumptions of parameters of three common energy storage systems

2.1 資源節(jié)約側(cè)蓄能電站效益分析

2.1.1 方法描述

本節(jié)僅從資源側(cè)考慮儲能系統(tǒng)效益，包括燃料節(jié)能效益?Bes和容量效益?BC，不考慮峰谷電價差，旨在從社會資源的利用角度對儲能調(diào)峰和傳統(tǒng)調(diào)峰的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行比對，分析各類型系統(tǒng)的資源節(jié)約優(yōu)勢。

1）燃料效益

蓄能電站從低谷段吸收電力儲能，在高峰段向電網(wǎng)釋能。相對于火電機組低負(fù)荷運行調(diào)峰，蓄能電站的削峰填谷調(diào)峰在使電網(wǎng)峰谷差降低的同時，也提升了火電機組的整體負(fù)荷，降低了供電煤耗，燃料節(jié)能效益明顯。其中低谷發(fā)電量效益

儲能量效益

儲能系統(tǒng)損耗

燃料節(jié)能總效益

式中：clf、clc分別為火電低谷段加入蓄能電站前、后的燃料成本，元/(kW·h)；chf為火電機組高峰段燃料成本，元/(kW·h)；EL為低谷發(fā)電量，kW·h；Ea為儲能系統(tǒng)低谷儲電量，kW·h；η為儲能系統(tǒng)效率。為研究簡單起見，本文clf、clc分別取LLoad0和LLoad1時的燃料成本，chf取蓄能放電時平均負(fù)荷下的燃料成本。

另外，與可再生能源系統(tǒng)集成具有額外燃料效益?Bren，本文主要研究儲能調(diào)峰與傳統(tǒng)調(diào)峰形式的效益，故暫不考慮此項收益。

2）裝機容量效益

裝機容量效益主要表現(xiàn)為蓄能電站代替等容量火電機組的固定投資及運維費用的經(jīng)濟(jì)效益[3]，計算公式如下：

式中：?BC為電源替代節(jié)省的投資，CF、CC為被替代火電機組、儲能電站的固定投資及運行維護(hù)費用，Cf、Cc分別為單位容量的火電機組、儲能電源的固定投資及運維費用，Wc為被替代火電裝機容量。

式中：M為單位容量的火電機組、儲能電源的運維費率；C0為單位千瓦的初始投資，元/kW；β為年投資費用率，是貼現(xiàn)率r和壽命周期m的函數(shù)，定義為

3）資源節(jié)約側(cè)儲能電站綜合效益

資源效益?B的評價模型為

2.1.2 主要結(jié)果分析

圖5給出了不同填谷比例對低谷段火電機組負(fù)荷率的影響。從圖5可以看出，隨著儲能量增加，填谷比例不斷增大，儲能系統(tǒng)對低谷區(qū)火電機組負(fù)荷率的提升效果明顯。但是，當(dāng)儲電量超過一定數(shù)值后，低谷段需要的額外發(fā)電量增加明顯，燃料效益會出現(xiàn)先上升后下降的變化趨勢（圖6）。由于儲能系統(tǒng)效率的不同，各儲能系統(tǒng)的燃料效益也不相同，電池儲能、抽水蓄能和壓縮空氣儲能系統(tǒng)的最大燃料效益分別為0.030、0.017、0.001 元/(kW·h)。由圖6還可知，該區(qū)域電網(wǎng)的最優(yōu)填谷比例在20%左右（儲電容量占比9%），此時各項燃料效益占比如圖7所示，主要效益來源于機組負(fù)荷率提升帶來的能耗降低。

圖5 不同填谷比例對低谷段火電機組負(fù)荷率的影響Fig.5 Effect of valley filling ratio on load rate of thermal power units in low valley

圖6 不同類型儲能系統(tǒng)參與調(diào)峰的燃料效益Fig.6 The fuel benefits of different types of energy storage system participating in peak shaving

圖8給出了考慮容量效益時不同填谷比例下的資源效益。從圖8可以看出，抽水蓄能系統(tǒng)能實現(xiàn)微量的資源節(jié)約，而電池儲能和壓縮空氣儲能系統(tǒng)在任意填谷比例下均不能實現(xiàn)資源節(jié)約。抽水蓄能、壓縮空氣儲能由于系統(tǒng)投資相對較低，實現(xiàn)資源節(jié)約更有優(yōu)勢；電池儲能雖然效率更高，但設(shè)備投資成本和維護(hù)費用增加明顯，其燃料節(jié)能效益遠(yuǎn)不能超過增長的容量成本：所以，單從資源側(cè)考慮，電池儲能體現(xiàn)出的資源優(yōu)勢不如抽水蓄能和壓縮空氣儲能。

圖7 最優(yōu)填谷比例下各項燃料效益比例Fig.7 The proportion of fuel benefits with the optimum grain filling ratio

圖8 不同類型儲能系統(tǒng)參與調(diào)峰的資源效益Fig.8 The resource benefits of different energy storage systems participating in peak shaving

2.2 社會效益?zhèn)刃钅茈娬拘б娣治?/h3>

2.2.1 分析方法

本節(jié)從社會效益?zhèn)确治鰞δ芟到y(tǒng)參與調(diào)峰相對于傳統(tǒng)調(diào)峰的綜合效益優(yōu)勢。儲能電站社會效益主要由動態(tài)效益與靜態(tài)效益2 部分構(gòu)成。靜態(tài)效益考慮峰谷差價效益、燃料效益、裝機容量效益和環(huán)保效益。上述效益可參考下列模型計算。

1）峰谷差價效益

式中PH、PL為高峰段與低谷段上網(wǎng)電價，本節(jié)取PH=0.95 元/(kW·h)，PL=0.35 元/(kW·h)。

2）環(huán)保效益

環(huán)保效益?BE主要是指電站無需安裝脫硫設(shè)備而節(jié)省的建設(shè)成本費用和減少碳排放帶來的效益，本文中火電機組初始投資已包含脫硫脫硝環(huán)保設(shè)備投資，在此不再考慮此部分效益，只針對二氧化碳減排產(chǎn)生的經(jīng)濟(jì)效益

式中：Pi為單位質(zhì)量污染物的治理成本或交易價格，元/t（本文取51.88 元/t，北京環(huán)境交易所2014年碳排放交易均價）；Qi為污染物減排量，t。

3）動態(tài)效益

動態(tài)效益?BD主要包括調(diào)頻效益、調(diào)相效益、備用效益、提高可靠性效益等，但目前尚無統(tǒng)一的計算評價方法對電站動態(tài)效益進(jìn)行準(zhǔn)確計算。美國電力研究院對動態(tài)效益進(jìn)行了保守估計：針對不同電網(wǎng)，電站年動態(tài)效益一般為電站投資的12%～15%，本文計算中取被替代常規(guī)電站投資的12%[2]。

4）社會效益?zhèn)葍δ茈娬揪C合效益

確定了容量效益評價模型、能量轉(zhuǎn)換效益評價模型、環(huán)保效益模型、動態(tài)效益評價模型，即可得社會綜合效益?B的評價模型

2.2.2 主要結(jié)果分析

圖9給出了不同儲能系統(tǒng)的社會效益。由圖9可以看出：隨著填谷比例的增大，社會效益增大，抽水蓄能和壓縮空氣儲能系統(tǒng)填谷比例為20%以上時，最大社會效益分別可達(dá)0.23 元/(kW·h)和0.14 元/(kW·h)；電池儲能雖然在30%的填谷比例才體現(xiàn)出社會效益，但儲能規(guī)模的增大會使其社會效益顯著增加，最高同樣可達(dá)0.14 元/(kW·h)。3 種儲能方式的社會效益隨著儲能規(guī)模的增加先增加后趨于平緩，該區(qū)域電網(wǎng)中存在最優(yōu)的填谷比例20%～30%，即該電網(wǎng)中具有的最優(yōu)儲能系統(tǒng)容量占比9%～10%，而電池儲能系統(tǒng)大規(guī)模投入會進(jìn)一步減小電網(wǎng)峰谷差，同時顯著提高社會效益。

圖9 不同儲能系統(tǒng)的社會效益Fig.9 Social benefits of different energy storage systems

圖10給出了最優(yōu)填谷比例下不同類型儲能系統(tǒng)各項社會效益所占的比例。其中動態(tài)效益、環(huán)保效益均為正向收益。由于儲能系統(tǒng)具有造價高、壽命周期短等特點，所以以不同儲能系統(tǒng)代替火電機組的容量效益為負(fù)值。社會效益主要來源于峰谷差價效益，而對其影響最大的因素是峰谷電價差。圖11展示了最優(yōu)填谷比例下峰谷電價差對社會效益的影響，不同儲能系統(tǒng)實現(xiàn)社會效益的期望峰谷電價差不同，抽水蓄能和壓縮空氣儲能在0.3～0.4 元/(kW·h)以上就能產(chǎn)生較好的社會效益，而電池儲能至少要0.7 元/(kW·h)。

圖10 最優(yōu)填谷比例下儲能系統(tǒng)各項社會效益占比Fig.10 The proportion of each social benefit of the energy storage system at the optimal valley filling ratio

圖11 最優(yōu)填谷比例下峰谷電價差對社會效益的影響Fig.11 Effect of peak-valley price spread on social benefits at the optimal valley filling ratio

2.3 投資側(cè)蓄能電站效益分析

2.3.1 分析方法

本節(jié)從投資側(cè)能否實現(xiàn)盈利角度進(jìn)行效益分析，在不考慮政府補貼情況下展示要實現(xiàn)盈利的峰谷電價差。模型中考慮了儲能電價、電池效率、初始投資、運行成本、放電深度和循環(huán)壽命等因素[8]，計算公式為：

式中：Y為儲能經(jīng)濟(jì)性的判據(jù)因子，若Y＞1，則說明該系統(tǒng)是可以盈利的；Rout為儲能電站售電價格；Rin為儲能電站購電價格；C0為儲能系統(tǒng)初始投資；C1為運營維護(hù)成本；L為循環(huán)次數(shù)；dDOD為相應(yīng)的放電深度；Pm為項目收益率。

式(17)—(18)主要是針對電池儲能建立的模型，對于壓縮空氣和抽水蓄能，盈利計算模型為

式中：β為系統(tǒng)年投資費率；L為壽命，a；H為年利用小時數(shù)。

對2 種常見電池儲能系統(tǒng)的參數(shù)進(jìn)行基本假定[8]，見表4。

表4 液流釩電池和鋰離子電池儲能技術(shù)參數(shù)Tab.4 The technical parameters for energy storage of liquid vanadium and lithium ion batteries

2.3.2 主要結(jié)果分析

以儲能電價0.35 元/(kW·h)為例，不同峰谷電價差下各儲能系統(tǒng)的收益率如圖12所示。

圖12 不同峰谷電價差下各儲能系統(tǒng)的收益率Fig.12 The return rates of energy storage systems at different peak-valley differential prices

由圖12可見，抽水蓄能和壓縮空氣儲能在峰谷電價差分別為0.42 元/(kW·h)和0.452 元/(kW·h)以上時才能保持盈利。電池儲能由于電池種類不同，臨界盈利差價也不盡相同，其中鋰離子電池和液流釩電池要實現(xiàn)盈利，峰谷電價差須分別在0.82 元/(kW·h)和0.96 元/(kW·h)以上，這與電池儲能的初始投資大，運維成本高有直接關(guān)系。

圖13為不同儲能電價下的盈利臨界電價差。由圖13可見，盈利臨界電價差敏感度（斜率）與 儲能系統(tǒng)效率呈負(fù)相關(guān)，效率越低，其對儲能電 價越敏感。

圖13 各儲能系統(tǒng)不同儲能電價下的盈利臨界電價差Fig.13 The profit critical energy release difference at different energy storage prices for each energy storage system

圖14為儲能效率對盈利臨界電價差的影響。由圖14可以看出，儲能效率每增加1%，抽水蓄能、壓縮空氣和電池儲能的臨界盈利電價差分別下降0.006 4、0.009 3、0.004 9 元/(kW·h)。由圖14可見，在不考慮政府補貼的情況下，抽水蓄能和壓縮空氣儲能實現(xiàn)盈利對差價要求較低，而電池儲能對盈利臨界電價差有著更高的期望。

圖14 儲能效率對盈利臨界電價差的影響Fig.14 The effect of energy storage efficiency on profit critical price spreads

3 結(jié) 論

1）資源節(jié)約側(cè)。在最佳填谷比例20%（電網(wǎng)的最佳儲能系統(tǒng)容量占比9%）時，3 種系統(tǒng)燃料效益可達(dá)0.001～0.030 元/(kW·h)，主要與儲能系統(tǒng)參與調(diào)峰對火電機組負(fù)荷率和儲能系統(tǒng)效率的提升有關(guān)?？紤]容量效益后，燃料效益不能彌補增長的容量成本，故不能實現(xiàn)資源側(cè)的節(jié)約。

2）社會效益?zhèn)?。填谷比例?0%以上時，系統(tǒng)社會效益可達(dá)0.14～0.23 元/(kW·h)，峰谷電價差效益是主要因素，占總效益的58%～76%。抽水蓄能和壓縮空氣儲能系統(tǒng)在峰谷電價差為0.3～0.4 元/(kW·h)時能產(chǎn)生較好的社會效益，而電池儲能系統(tǒng)須在0.7 元/(kW·h)以上。

3）投資側(cè)。從投資側(cè)來看，峰谷電價差是其主要收益。抽水蓄能和壓縮空氣儲能在峰谷電價差為0.42 元/(kW·h)和0.452 元/(kW·h)以上時能保持盈利，而鋰離子電池和液流釩電池儲能須在峰谷電價差分別為0.82 元/(kW·h)和0.96 元/(kW·h)以上時才能盈利。