蒙昌州,劉 敏,陳鑫瑞,王 鍇,潘邦勇

(1.貴州大學(xué)電氣工程學(xué)院,貴州省 貴陽(yáng)市 550025;2.貴州電網(wǎng)有限責(zé)任公司貴安供電局,貴州省 貴陽(yáng)市 550031)

0 引言

儲(chǔ)能系統(tǒng)因其靈活的吞吐性,廣泛應(yīng)用于電力系統(tǒng)的各個(gè)領(lǐng)域[1-2],其中包括促進(jìn)新能源消納[3]、調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)[4-5]、緩解線路阻塞[6-7]、削峰填谷[8]、需求響應(yīng)[9]等方面。但當(dāng)前儲(chǔ)能投資成本仍高居不下且收益模式尚未明確,使得用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展未能達(dá)到預(yù)期。用戶側(cè)儲(chǔ)能收益模式是儲(chǔ)能回收成本、實(shí)現(xiàn)盈利的關(guān)鍵方式,收益模式是影響用戶側(cè)儲(chǔ)能發(fā)展規(guī)模及可持續(xù)發(fā)展的重要因素。因此,研究用戶側(cè)儲(chǔ)能收益模式并對(duì)其投資效益進(jìn)行分析具有一定的實(shí)用意義。

用戶側(cè)儲(chǔ)能應(yīng)用場(chǎng)景多元,用戶側(cè)儲(chǔ)能收益模式的研究呈現(xiàn)多元態(tài)勢(shì)。文獻(xiàn)[10]對(duì)用戶側(cè)儲(chǔ)能參與市場(chǎng)容量交易和保供電兩種輔助服務(wù)收益模式進(jìn)行分析。文獻(xiàn)[11]基于需求響應(yīng)研究了用戶側(cè)儲(chǔ)能的收益模型和運(yùn)營(yíng)策略,但所涉及的收益模式僅包含需求響應(yīng)與峰谷套利。文獻(xiàn)[12-13]同時(shí)考慮了削峰和需量管理,并提出了參與需量管理的用戶的優(yōu)化配置及運(yùn)行的策略,但未涉及需求響應(yīng)的部分。

有學(xué)者對(duì)工業(yè)用戶配置儲(chǔ)能的收益模式進(jìn)行了研究,但多數(shù)文章在建模時(shí)都參照了經(jīng)濟(jì)較為發(fā)達(dá)的江浙一帶的政策,這可能會(huì)導(dǎo)致所得出的結(jié)論呈現(xiàn)出較為樂(lè)觀的結(jié)果,不一定適用于其他部分地區(qū)。文獻(xiàn)[14-16]分析了用戶側(cè)儲(chǔ)能在多種盈利模式下的經(jīng)濟(jì)性,但所用政策依據(jù)都為江蘇省出臺(tái)政策,所得結(jié)論與其他省份具體實(shí)際省情可能存在差異。

綜上所述,用戶側(cè)儲(chǔ)能收益模式包括峰谷套利、需量管理、需求響應(yīng)、政府補(bǔ)貼等模式,且目前對(duì)收益模式的討論尚未考慮地區(qū)之間的差異性,使所得結(jié)果對(duì)不同地區(qū)可能存在差異性。本文從儲(chǔ)能用戶月度用電成本和收益入手,再拓寬到儲(chǔ)能全生命周期,以貴州省具體政策為依托,對(duì)貴州省用戶側(cè)儲(chǔ)能收益模式進(jìn)行建模,并對(duì)其效益進(jìn)行分析。

1 儲(chǔ)能成本模型

電池儲(chǔ)能系統(tǒng)主要由電池組本體、功率轉(zhuǎn)換裝置、配套輔助設(shè)施以及能量管理系統(tǒng)和監(jiān)控系統(tǒng)等組成。電池投資與儲(chǔ)能額定容量成正比,功率轉(zhuǎn)換裝置投資與儲(chǔ)能額定功率成正比,配套設(shè)備和工程成本與儲(chǔ)能額定容量成正比[17]。儲(chǔ)能投資成本主要與儲(chǔ)能容量和功率相關(guān),儲(chǔ)能成本可分為初始投資成本和運(yùn)行維護(hù)成本。電池儲(chǔ)能初始投資成本CIO主要取決于額定功率和額定容量,即

式中:cp、ce分別為儲(chǔ)能的功率和容量的單位投資成本;Prat、Erat分別為儲(chǔ)能額定功率和額定容量。

儲(chǔ)能運(yùn)行維護(hù)成本即為儲(chǔ)能運(yùn)行中所付出的維護(hù)成本,與儲(chǔ)能的額定功率相關(guān)。年運(yùn)行維護(hù)成本COM_nj可表示為

式中com為儲(chǔ)能單位功率年運(yùn)行維護(hù)成本。

綜合考慮經(jīng)濟(jì)的時(shí)間價(jià)值和儲(chǔ)能全生命周期時(shí)間跨度,引入社會(huì)發(fā)展對(duì)儲(chǔ)能運(yùn)行的影響參數(shù)[18],該參數(shù)結(jié)合經(jīng)濟(jì)學(xué)的概念將通貨膨脹與貼現(xiàn)率進(jìn)行量化考慮,將時(shí)間價(jià)值的影響納入了儲(chǔ)能全生命周期效益進(jìn)行結(jié)合。

式中:μk為儲(chǔ)能全生命周期計(jì)算系數(shù);θir為通貨膨脹率,本文取3%[19-20];θdr為貼現(xiàn)率,本文取7%[21-22];N為儲(chǔ)能運(yùn)行年限。

全生命周期運(yùn)行維護(hù)費(fèi)COM可表示為

2 用戶側(cè)儲(chǔ)能收益模式

2.1 分時(shí)電價(jià)下峰谷套利模式

峰谷套利模式是指儲(chǔ)能系統(tǒng)在電價(jià)低谷或平段期間充電,然后在電價(jià)高峰期放電,從而獲取電價(jià)差收益的一種收益模式。

儲(chǔ)能峰谷套利日收益bpvi和全生命周期套利收益BPVI可表示為

式中:i為時(shí)刻點(diǎn);Δt(i)為i時(shí)刻所對(duì)應(yīng)的某時(shí)間段;Pch(i)、Pdi(i)為儲(chǔ)能在i時(shí)刻對(duì)應(yīng)的充電、放電功率;pc(i)、pd(i)為i時(shí)刻對(duì)應(yīng)的充放電電價(jià);Uch(i)、Udi(i)為i時(shí)刻儲(chǔ)能的充放電狀態(tài)標(biāo)識(shí)位,為0-1變量;D為儲(chǔ)能年運(yùn)行天數(shù);λDOD為儲(chǔ)能充放電深度;γ為儲(chǔ)能容量年衰減率。

2.2 兩部制電價(jià)下需量管理模式

需量管理模式是指在兩部制電價(jià)基礎(chǔ)上,控制用戶最大需量,從而減少繳納的需量電費(fèi)的一種間接收益模式。該模式可理解為最大需量越小,用戶所交需量電費(fèi)越小,間接收益越大。但考慮到用戶實(shí)際生產(chǎn)情況,所以最大需量不可能無(wú)限制的減小。需量管理模式主要是在參與峰谷套利模式的基礎(chǔ)上,對(duì)用戶的需量進(jìn)行約束,從而減少最大需量增大所帶來(lái)的額外支出。所以并不存在單獨(dú)減少需量來(lái)獲利的收益模式,因?yàn)閮H控制需量并不能為用戶帶來(lái)直接收益。

兩部制電價(jià)是將電量電價(jià)與容量電價(jià)綜合考慮的一種電價(jià)制度[23-24]。實(shí)施兩部制電價(jià)的用戶,每月需繳納按所用電量收費(fèi)的電量電費(fèi),以及按變壓器容量或最大需量繳納的基本電費(fèi)。最大需量指當(dāng)月在采樣周期監(jiān)測(cè)到的用戶最大用電功率。安裝儲(chǔ)能后,在一定約束下,可減少用戶最大需量,故基本電費(fèi)計(jì)費(fèi)選擇按最大需量繳納,從而降低用戶用電成本。

安裝儲(chǔ)能后,用戶在儲(chǔ)能全生命周期內(nèi)的需量管理收益BDEM可表示為

式中:bdem為安裝儲(chǔ)能后用戶每月的需量管理收益;pdem為需量電價(jià);Pm-max為用戶未安裝儲(chǔ)能時(shí)的最大負(fù)荷值;Pdem為用戶安裝儲(chǔ)能后所上報(bào)的最大需量值。

2.3 電力需求側(cè)管理下需求響應(yīng)模式

電力需求側(cè)管理指采取合理、可行的經(jīng)濟(jì)和行政以及技術(shù)等管理措施,來(lái)保證社會(huì)節(jié)約用電、綠色用電、有序用電。需求響應(yīng)是一種用戶參與靈活度較高的電力需求側(cè)管理措施,指電力用戶根據(jù)價(jià)格信號(hào)或激勵(lì)信號(hào),改變固有用電習(xí)慣的行為[25]。在電力市場(chǎng)建設(shè)前期,用戶可以響應(yīng)電網(wǎng)公司的響應(yīng)邀約,參與需求響應(yīng);在電力市場(chǎng)建設(shè)成熟期,用戶可以通過(guò)云端自主參與需求響應(yīng),從而獲取一定的補(bǔ)貼收益。結(jié)合貴州省需求響應(yīng)政策[26],可得全生命周期需求響應(yīng)收益BDR為

式中:M為參與需求響應(yīng)總次數(shù);pdr(m)為第m次參加需求響應(yīng)時(shí)的補(bǔ)貼單價(jià);PERC(m)為第m次參與需求響應(yīng)時(shí)的有效響應(yīng)容量。

需求響應(yīng)依據(jù)有效響應(yīng)容量進(jìn)行補(bǔ)貼,響應(yīng)量計(jì)入系數(shù)與需求響應(yīng)容量的對(duì)應(yīng)關(guān)系如表1所示。表中:αDR為響應(yīng)量計(jì)入系數(shù);PDR(m)為第m次參與需求響應(yīng)時(shí)的實(shí)際響應(yīng)容量;PBRC(m)為第m次參與需求響應(yīng)時(shí)的中標(biāo)響應(yīng)容量。

表1 響應(yīng)量計(jì)入系數(shù)取值表Table 1 Value table of response quantity inclusion coefficient

2.4 綜合收益模式

用戶配置儲(chǔ)能后,往往并不只是采取單一的收益模式,而是選擇多種收益模式的最佳組合,以便繳納最少的電費(fèi),獲得最大的利益。

在市場(chǎng)條件允許的情況下,用戶可以選擇峰谷套利和需量管理的組合收益模式。通過(guò)低儲(chǔ)高放實(shí)現(xiàn)峰谷套利,并通過(guò)管理需量,降低用電尖峰負(fù)荷,減少用電成本,從而實(shí)現(xiàn)峰谷套利的直接收益和需量管理的間接收益。此外,在供需互動(dòng)情景下,需求響應(yīng)的加入會(huì)使得用戶的收益渠道擴(kuò)寬,用戶可使用峰谷套利、需量管理和需求響應(yīng)相結(jié)合的綜合收益模式來(lái)進(jìn)一步提高收益。

3 用戶側(cè)儲(chǔ)能運(yùn)行優(yōu)化模型

3.1 目標(biāo)函數(shù)

用戶側(cè)儲(chǔ)能運(yùn)行優(yōu)化模型以用戶儲(chǔ)能全生命周期凈收益最大為目標(biāo)函數(shù)。具體收益包括峰谷套利直接收益、需量管理間接收益、需求響應(yīng)直接收益,成本主要包含初始投資成本和運(yùn)行維護(hù)成本。

F為儲(chǔ)能全生命周期凈收益,目標(biāo)函數(shù)具體可表示為

3.2 儲(chǔ)能運(yùn)行約束條件

3.2.1 儲(chǔ)能運(yùn)行狀態(tài)約束

(1) 儲(chǔ)能荷電狀態(tài)約束

1) 儲(chǔ)能荷電狀態(tài)波動(dòng)范圍約束

式中:S(i)為i時(shí)刻儲(chǔ)能的荷電狀態(tài);Smin和Smax分別為荷電狀態(tài)的下限和上限。

2) 儲(chǔ)能荷電狀態(tài)連續(xù)性約束

式中:ηch為儲(chǔ)能的充電功率;ηdi為儲(chǔ)能的放電效率。

(2) 儲(chǔ)能充放電狀態(tài)約束

式中:Uch(i)充電時(shí)取1,不充電時(shí)取0;Udi(i)放電時(shí)取1,不放電時(shí)取0。

(3) 儲(chǔ)能充放電功率約束

式中:Pch-max和Pdi-max分別為儲(chǔ)能最大充電和放電功率。

(4) 儲(chǔ)能電池性能約束

儲(chǔ)能電池的使用壽命與其吞吐量相關(guān)度較大,對(duì)儲(chǔ)能吞吐量合理約束可延長(zhǎng)儲(chǔ)能使用壽命[27]。

式中:a為儲(chǔ)能等效充放電次數(shù),“一充一放”取1,“兩充兩放”取2。

(5) 儲(chǔ)能倍率約束

儲(chǔ)能額定容量與額定功率之間存在正比關(guān)系[28-29],其關(guān)系約束可表示為

式中β為儲(chǔ)能電池的能量倍率。

3.2.2 需量管理約束

選擇按最大需量計(jì)收基本電費(fèi)時(shí),用戶最大需量應(yīng)不大于所上報(bào)需量的1.05倍,若超過(guò)1.05倍,基于貴州省政策規(guī)定[30-31],超過(guò)部分的基本電費(fèi)需加一倍收取,故對(duì)用戶安裝儲(chǔ)能后的最大需量進(jìn)行約束。

式中Pload(i)為未安裝儲(chǔ)能時(shí)用戶i時(shí)刻的負(fù)荷功率值。

3.2.3 需求響應(yīng)約束

貴州省需求響應(yīng)處于試行階段,對(duì)響應(yīng)時(shí)段最大負(fù)荷和響應(yīng)功率范圍尚未有清晰描述,故結(jié)合現(xiàn)有其他省份文件,綜合考慮政策文件規(guī)定[26,32],對(duì)響應(yīng)時(shí)段最大負(fù)荷和實(shí)際響應(yīng)容量進(jìn)行約束

式中:k為開(kāi)展需求響應(yīng)的響應(yīng)時(shí)間段;j為開(kāi)展需求響應(yīng)前的基線時(shí)間段;Pload(k)、Pload(j)為響應(yīng)時(shí)間段和基線時(shí)間段的用戶負(fù)荷;Pch(k)、Pch(j)為儲(chǔ)能對(duì)應(yīng)時(shí)間段的充電功率;Pdi(k)、Pdi(j)為儲(chǔ)能對(duì)應(yīng)時(shí)間段的放電功率;Pload-max為上一年度用戶最大負(fù)荷值。

4 算例分析

鋰離子電池是比能量最高的一類化學(xué)電池儲(chǔ)能技術(shù)。其中,磷酸鐵鋰電池具有穩(wěn)定性高、安全性好、循環(huán)壽命長(zhǎng)等優(yōu)點(diǎn),是電力儲(chǔ)能系統(tǒng)的熱門技術(shù)及應(yīng)用最多的鋰電技術(shù)。目前,貴州省首個(gè)大型共享儲(chǔ)能電站使用的就是磷酸鐵鋰電池技術(shù)[33],為更好跟進(jìn)貴州省儲(chǔ)能使用實(shí)際情況,本文選擇工業(yè)用戶配置的儲(chǔ)能類型為磷酸鐵鋰電池。

4.1 參數(shù)設(shè)置

本文使用貴州省工業(yè)用戶2022年度負(fù)荷數(shù)據(jù)進(jìn)行算例分析,數(shù)據(jù)已經(jīng)過(guò)脫敏處理。選取鐵合金用戶進(jìn)行詳細(xì)分析,圖1為用戶負(fù)荷曲線及電價(jià)曲線。分析不同收益模式下用戶所獲收益的差異性,并結(jié)合市場(chǎng)環(huán)境和現(xiàn)行政策對(duì)工業(yè)用戶配置儲(chǔ)能的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行分析。

圖1 用戶負(fù)荷及分時(shí)電價(jià)Fig.1 Users Load and time-of-use pricing

選取的磷酸鐵鋰儲(chǔ)能系統(tǒng)相關(guān)信息[18,34]如表2所示。

表2 磷酸鐵鋰電池參數(shù)表Table 2 Parameter list of Lithium iron phosphate batteries

貴州峰谷電價(jià)政策[35-36]如表3所示。分時(shí)電價(jià)時(shí)段劃分采用最新規(guī)定,但因最新電價(jià)具體標(biāo)準(zhǔn)未公布,各時(shí)段電價(jià)采用2021年版電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)。需量電費(fèi)選擇最大需量的方式繳納。

表3 貴州省峰谷分時(shí)電價(jià)Table 3 Time-of-use pricing table of Guizhou Province

4.2 不同收益模式的收益分析

用戶可根據(jù)分時(shí)電價(jià)政策自主進(jìn)行充放電,也可響應(yīng)電網(wǎng)調(diào)度要求進(jìn)行需求響應(yīng)。本算例通過(guò)設(shè)置3種不同收益模式進(jìn)行對(duì)比分析,一是用戶側(cè)儲(chǔ)能僅參與峰谷套利;二是選擇峰谷套利+需量管理模式;三是峰谷套利、需量管理、需求響應(yīng)相結(jié)合的綜合收益模式。通過(guò)對(duì)用戶側(cè)儲(chǔ)能各模式運(yùn)行下的特征和經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行對(duì)比分析,得出儲(chǔ)能最優(yōu)運(yùn)行模式。

儲(chǔ)能的額定容量設(shè)置為560kW·h,額定充放電功率為280kW。

4.2.1 單獨(dú)峰谷套利模式

在峰谷分時(shí)電價(jià)條件下,用戶配置儲(chǔ)能收益為減少的電量電費(fèi)。該模式下儲(chǔ)能在谷時(shí)電價(jià)和平時(shí)電價(jià)期間充電,在峰時(shí)電價(jià)期間放電,采取“兩充兩放”策略。

用戶未安裝儲(chǔ)能時(shí),月需交總電費(fèi)約為341312元,其中電量電費(fèi)約為311149元,最大需量為942.6kW,需量電費(fèi)為30163元。安裝儲(chǔ)能后,所交總電費(fèi)約為339208元,其中電量電費(fèi)約為303438元,最大需量負(fù)荷上升為1117.8kW,需量電費(fèi)為35776元,月峰谷套利收益約為7712元,凈獲利為2104元。該收益模式下,僅考慮峰谷套利收益,并未對(duì)最大需量進(jìn)行約束,雖然間接獲得了一定收益,使得所交總電費(fèi)減少了,但最大需量的增加使得需量電費(fèi)升高,總獲利空間被壓縮。

4.2.2 峰谷套利+需量管理模式

在該模式下,對(duì)用戶最大需量進(jìn)行約束。用戶月需交總電費(fèi)約為333844元,其中電量電費(fèi)約為303682元,最大需量負(fù)荷回落為未安裝儲(chǔ)能時(shí)最大負(fù)荷942.6kW,需量電費(fèi)為30163元,月峰谷套利收益約為7468元,凈獲利7468元。因用戶最大用電負(fù)荷出現(xiàn)在22:00—24:00,此時(shí)處于平時(shí)段,儲(chǔ)能未充電也未放電,需量電費(fèi)未削減。該收益模式下,峰谷套利收益略微下降,但最大需量未上升,用戶收益較之僅峰谷套利時(shí)增加明顯。

4.2.3 綜合收益模式

假定需求響應(yīng)補(bǔ)助標(biāo)準(zhǔn)[26]取貴州響應(yīng)價(jià)格上限1.5元/kW,月響應(yīng)次數(shù)取2次[37]。選取12:00—14:00為需求響應(yīng)時(shí)段。

在綜合收益模式下,月需交總電費(fèi)約為333318元,最大需量仍為942.6kW,需量電費(fèi)無(wú)變化,電量電費(fèi)約為302929元,峰谷套利收益約為6656元,需求響應(yīng)上報(bào)最大響應(yīng)量為188.5kW,需求響應(yīng)收益約為1131元,凈獲利7994元。該模式下,峰谷套利收益略微降低,但增加了需求響應(yīng)收益,在峰谷套利及需量管理間接收益和需求響應(yīng)直接收益的綜合補(bǔ)償下,用戶用電總成本較前2種模式減少得較多。圖2為運(yùn)行優(yōu)化前后電負(fù)荷曲線。

圖2 運(yùn)行優(yōu)化前后的電負(fù)荷曲線Fig.2 Electrical load curves before and after operation optimization

由圖2可知,在谷時(shí)段儲(chǔ)能充電,提升了該時(shí)段用戶用電負(fù)荷;在峰時(shí)段實(shí)施需求響應(yīng),儲(chǔ)能放電,用戶減少?gòu)碾娋W(wǎng)取電,起到了“削峰填谷”的積極作用。需求響應(yīng)結(jié)束后,儲(chǔ)能在平時(shí)段進(jìn)行充電,而后在第2個(gè)峰時(shí)段進(jìn)行放電套利。表4為用戶在不同收益模式下所交電費(fèi)及收益對(duì)比。

表4 不同收益模式下用戶月用電成本及收益Table 4 Monthly electricity cost and income of users under different income models 104 元

在僅參加峰谷套利模式的情況下,電量電費(fèi)較之增加需量管理有所減少,但由于此時(shí)不考慮需量約束,導(dǎo)致最大需量增大,使得需量電費(fèi)大幅增加,從而整體收益并不高?？紤]需量管理后,最大需量負(fù)荷下降到用戶原用電最大負(fù)荷,用戶用電總成本略微下降。綜合收益模式下,峰谷套利收益有所下降,但用戶電量電費(fèi)降到最低,同時(shí)用戶增加了需求響應(yīng)補(bǔ)貼收益,此時(shí)用戶整體收益最高,用戶用電成本最低,說(shuō)明參與需求響應(yīng)確能提高用戶用電經(jīng)濟(jì)性。

4.3 儲(chǔ)能成本回收分析

在全生命周期收益和獲利的計(jì)算中,綜合考慮通貨膨脹率和貼現(xiàn)率,引入了儲(chǔ)能全生命周期計(jì)算系數(shù)μk,而非直接從儲(chǔ)能壽命年限進(jìn)行計(jì)算。初始投資成本和運(yùn)行維護(hù)成本構(gòu)成儲(chǔ)能全生命周期成本。儲(chǔ)能全生命周期收益包含各收益模式下對(duì)應(yīng)的收益來(lái)源總和,儲(chǔ)能全生命周期獲利可視為所能減少電費(fèi)的總值,而儲(chǔ)能全生命周期總利潤(rùn)則為儲(chǔ)能盈虧的判斷依據(jù)。表5為儲(chǔ)能成本及效益分析表。

表5 儲(chǔ)能全生命周期成本及效益Table 5 Energy storage life cycle cost and benefit 104 元

由表5可知,在所設(shè)定的參數(shù)條件下,無(wú)論哪種收益模式,用戶配置儲(chǔ)能都屬于虧損狀態(tài),未能在全生命周期內(nèi)實(shí)現(xiàn)成本的回收,不具備經(jīng)濟(jì)性。其中,峰谷套利模式下,儲(chǔ)能收益雖高于需量管理模式,但由于對(duì)最大需量不進(jìn)行約束,導(dǎo)致增加了較多需量電費(fèi),從而單獨(dú)峰谷套利模式下,虧損較為嚴(yán)重。在考慮需求響應(yīng)的綜合收益模式下,因?yàn)閷?duì)最大需量進(jìn)行了約束,同時(shí)還增加了需求響應(yīng)補(bǔ)貼,虧損最少。

4.4 經(jīng)濟(jì)性分析

此部分選取綜合收益模式,分析需求響應(yīng)補(bǔ)貼和峰谷分時(shí)電價(jià)對(duì)用戶側(cè)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性的影響。若僅增加需求響應(yīng)補(bǔ)貼,在儲(chǔ)能全生命周期內(nèi),投資儲(chǔ)能效益隨需求響應(yīng)補(bǔ)貼變化如圖3所示。

圖3 投資儲(chǔ)能效益隨需求響應(yīng)補(bǔ)貼單價(jià)變化關(guān)系Fig.3 Relationship between the benefit of investment energy storage and the unit price of demand response subsidies

由圖3可知,需求響應(yīng)補(bǔ)貼單價(jià)為3.6元/kW,儲(chǔ)能投資實(shí)現(xiàn)盈虧平衡。隨著需求響應(yīng)補(bǔ)貼單價(jià)逐漸升高,儲(chǔ)能投資逐漸獲利,經(jīng)濟(jì)性初步體現(xiàn)。當(dāng)補(bǔ)貼單價(jià)達(dá)到經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)省份的12元/kW[30],儲(chǔ)能全生命周期可實(shí)現(xiàn)盈利62.27 萬(wàn)元,儲(chǔ)能投資經(jīng)濟(jì)性明顯。不過(guò),由于需求響應(yīng)補(bǔ)貼資金采用市場(chǎng)成員分?jǐn)偟姆桨?若將補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)定得過(guò)高,會(huì)加劇各市場(chǎng)成員分?jǐn)傌?fù)擔(dān),現(xiàn)階段提高需求響應(yīng)補(bǔ)貼單價(jià)可行性較低,所以仍需拓寬需求響應(yīng)資金來(lái)源渠道,從而提高需求響應(yīng)補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn),使用戶側(cè)儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性提高。

此外,新文件中將貴州省最新峰谷價(jià)差確定為4∶1[34],在需求響應(yīng)補(bǔ)貼單價(jià)保持1.5元/kW 不變的基礎(chǔ)上,基于2021版電價(jià)標(biāo)準(zhǔn),將峰谷價(jià)差基于平段電價(jià)上下浮動(dòng)60%,其中政府性基金及附加不參與浮動(dòng)。表6為電價(jià)波動(dòng)與儲(chǔ)能效益表。

表6 電價(jià)波動(dòng)與儲(chǔ)能收益關(guān)系Table 6 Electricity price fluctuation and energy storage income relationship

基于現(xiàn)有峰谷分時(shí)電價(jià),僅將峰谷價(jià)差浮動(dòng)比例擴(kuò)大,用戶側(cè)儲(chǔ)能仍處于虧損狀態(tài)。將平段電價(jià)上升10%后,再進(jìn)行電價(jià)的浮動(dòng),此時(shí)儲(chǔ)能投資扭虧為盈,初步具備經(jīng)濟(jì)性。隨著平段電價(jià)上升比例加大,峰時(shí)電價(jià)變化增大,用戶套利空間擴(kuò)展。在平段電價(jià)上升50%時(shí),用戶全生命周期可獲凈利潤(rùn)為26.48萬(wàn)元,投資回報(bào)率可達(dá)28.07%,經(jīng)濟(jì)效益明顯。

4.5 其余工業(yè)用戶投資效益分析

針對(duì)貴州省其余具有代表性的部分工業(yè)用戶,如:建材、化工、電解錳、鋁冶煉等進(jìn)行簡(jiǎn)略的投資效益分析。表7 為代表性工業(yè)用戶投資儲(chǔ)能收益表。

表7 代表性工業(yè)用戶投資儲(chǔ)能收益Table 7 Representative industrial users investment energy storage income

由表7可知,采取現(xiàn)階段電價(jià)政策,上述4類用戶儲(chǔ)能投資都處于虧損狀態(tài)。但當(dāng)采用4:1的峰谷分時(shí)價(jià)差時(shí),建材行業(yè)將實(shí)現(xiàn)略微盈利。建材用戶的投資效益最好,當(dāng)平段電價(jià)上升比例達(dá)50%時(shí),將獲利53.01萬(wàn)元,投資回報(bào)率達(dá)56.74%?；び脩舻耐顿Y效益較差,當(dāng)平段電價(jià)上升比例為50%時(shí),儲(chǔ)能投資利潤(rùn)僅為11.04萬(wàn)元。由于負(fù)荷特性及生產(chǎn)工藝流程的不同,電解錳及鋁冶煉在上述任意一種情況下都處于虧損狀態(tài),尚不具備儲(chǔ)能投資盈利性。

5 結(jié)論

本文建立了用戶側(cè)儲(chǔ)能3種不同的收益模型,并結(jié)合貴州最新政策及貴州工業(yè)用戶實(shí)際情況進(jìn)行算例分析,得出如下結(jié)論:

(1) 在現(xiàn)階段,貴州省鐵合金、建材、化工、電解錳、鋁冶煉等5類工業(yè)用戶配置儲(chǔ)能,無(wú)論選擇何種收益模式都不能在儲(chǔ)能生命周期內(nèi)進(jìn)行儲(chǔ)能投資成本的回收,單個(gè)用戶獨(dú)立配置儲(chǔ)能尚不具備經(jīng)濟(jì)性。但當(dāng)將平段電價(jià)上升50%后,再進(jìn)行電價(jià)的浮動(dòng),建材用戶將獲利最高達(dá)53.01萬(wàn)元,投資回報(bào)率為56.74%。

(2) 3種收益模式中,單獨(dú)考慮峰谷套利的收益模式總體獲利情況差于另外2種模式?？紤]了需求響應(yīng)的綜合收益模式,在削減電網(wǎng)用電負(fù)荷峰值的同時(shí),還能額外增加用戶收入。就鐵合金用戶而言,若僅增加需求響應(yīng)補(bǔ)貼,當(dāng)需求響應(yīng)補(bǔ)貼單價(jià)為3.6元/kW,儲(chǔ)能投資實(shí)現(xiàn)盈虧平衡。當(dāng)補(bǔ)貼單價(jià)達(dá)到經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)省份的12元/kW,儲(chǔ)能全生命周期可實(shí)現(xiàn)盈利62.27 萬(wàn)元。

(3) 算例中用戶配置儲(chǔ)能存在虧損情況,可能包含幾方面因素。一是用戶用電負(fù)荷特性的影響,該類用戶最大需量位于平時(shí)段,并不存在需量管理方面的收益;二是峰谷分時(shí)電價(jià)價(jià)差較低,應(yīng)將峰谷分時(shí)價(jià)差合理增加;三是現(xiàn)階段儲(chǔ)能成本仍較高,單個(gè)用戶需獨(dú)自承擔(dān)配置儲(chǔ)能的高昂成本。