基于浙江省大工业分时电价情景下的用户侧储能经济性分析.pdf

上海节能SHANGHAIENERGY SAVING基于浙江省大工业分时电价情景下的用户侧储能经济性分析节能论坛ENERGYSAVINGFORUM于学鹏1陈云1 唐健2斯林军31.浙江浙能电力股份有限公司2.白马湖实验室3.中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司摘要：在“双碳”新形势下，浙江省积极推进电力市场化改革，有序推动工商业用户全部进入电力市场，保留峰谷时段电价及浮动比例。如何保证在新形势下电力系统的安全、稳定、有序，通过介绍用户侧储能商业模式及梳理相关支持政策，以H公司用户侧储能项目峰谷套利模式为例，分析该储能系统容量配置及经济性，论证项目技术经济可行性，并对进一步推广、开发、投资用户侧储能项目提出相关建议。关键词：分时电价；峰谷价差；用户侧储能；经济分析DOl:10.13770/ki.issn2095-705x.2023.10.009Economic Analysis of User-Side Energy Storage Based onTime-of-Use Electricity Price Scenario of Large-ScaleIndustryin Zhejiang ProvinceYU Xuepeng,CHEN Yun,TANG Jian*,Si Linjuns1.Zhejiang Zheneng ElectricPower Co.,Ltd.2.White Horse Lake Laboratory3.Power China Huadong Engineering Corporation Limited收稿日期：2 0 2 2-1 2-1 2作者简介：于学鹏（1 9 9 1-1 0-）,男，硕士，经济师，工程师，负责项目开发与投资管理工作陈云（1 9 8 3-0 2-），男，工学博士，高级工程师，从事能源项目投资及管理工作唐健（1 9 9 0-0 8-）,男，博士，从事能源管理工作斯林军(1 9 7 7-1 1-),男，工程硕士，高级工程师，从事储能设计和工程管理工作2023年第1 0 期1467SHANGHAIENERGY SAVING上海节能SHANGHAIENERGYSAVINGAbstract:Under the new situation ofDouble Carbon,Zhejiang Province actively promotes the reform of pow-er marketization,and promotes the orderly entry of industrial and commercial users into the power market,retaining the peak and valley electricity prices and floating ratios.By introducing the user-side energy storagebusiness model and sorting out the relevant supporting policies,it is proved that how to ensure the safety,sta-bility and order of the power system in the new situation,taking the peak-valley arbitrage model of user-sideenergy storage project of H company as an example,this article analyzes the capacity configuration and eco-nomics of the energy storage system,demonstrates the technical and economic feasibility of the project,andputs forward relevant suggestions for further promotion,development,and investment in user-side energy stor-age projects:Key words:Time-of-Use Electricity Price;Peak-Valley Price Difference,User-Side Energy Storage;Eco-nomicAnalysisNo.102023江省峰谷电价市场机制，具备一定技术经济可行性0引言的储能系统。新型储能技术是碳达峰、碳中和目标完成的重用户侧储能项目的盈利模式为自发自用余电要切入点，是实施新型电力系统转型，实现能源绿上网（新能源消纳模式）、削峰填谷（峰谷套利）模色低碳的关键技术支撑和重要装备基础 1 。为适应式、容量电费管理模式，在特定情况下，需求侧响应能源电力清洁低碳转型要求，浙江省大力推进高弹也会增加一部分收益。具体包括以下3点：性电网建设，迫切需要发展各种应用场景的新型储1)对于安装光伏等分布式新能源的工（商）业能用以保障电力供应，提升电力系统安全稳定水企业来说，自发自用余电上网模式指的是在消纳分平。以电力用户（消费）侧为例，2 0 2 1 年浙江峰谷差布式光伏等新能源发出的电力之余，利用储能系统已超过34 5 0 万kW，是全国峰谷差最大的省份之进行充电，增加自发自用比例，在其他时段进行消一。随着产业结构的调整，第三产业、居民生活用纳，从而降低用户的用能成本。电比例逐步上升，浙江省电力负荷的峰谷差仍有进2)对于一般工商业来说，削峰填谷(峰谷套利)一步拉大趋势。在此背景下，用户侧储能作为分布模式指的是储能系统在谷间时段进行充电，尖峰或在电力消费端的能源调节工具，在进行能源管理的高峰时段供(放)电，利用(尖)峰谷电价差降低用户同时，又可利用峰谷电价价差及需求侧响应等方式的用能成本，实现峰谷电价差的利益套现。获得一定的经济收入，具有巨大的市场应用前景。3)容量电费模式指的是储能系统利用自身容量特性，在用电负荷低谷时充电、用电高峰时放电，1用户侧储能商业模式及相关支持政策概述平滑系统整体负荷曲线，降低整体用能，降低核定1.1用户侧储能商业模式的容量电费，从而降低用能成本。根据储能应用场景划分，广义的用户侧储能是1.2涉及用户侧储能相关支持政策指在电网与用户产权分界点以外（用户侧)应用的储能系统 2 。本文研究的用户侧储能项目是分布在工（商）业电力系统用户（负荷）侧布置的，在现有浙节能论坛1468ENERGYSAVINGFORUM国家发改委、能源局等能源主管单位多次表态大力支持储能行业发展，用户侧储能作为其重要的上海节能基于浙江省大工业分时电价情景下的用户侧储能经济性分析SHANGHAIENERGY SAVING应用场景，能源主管单位要求各地结合当地情况积意见；电网企业负责建设接网工程，提供并网调试极完善峰谷电价机制，拉大峰谷电价，促进用户侧及验收等的鼓励对用户侧储能提供“一站式”服务储能发展。同时，对电网企业也提出了相关要求，等。2 0 2 1 年-2 0 2 2 年关于涉及支持用户侧储能的如：电网企业需明确并网流程，及时出具并网接入政策梳理如下（见表1）。表1 涉及用户侧储能项目的相关支持政策序号政策名称1关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见2关于加快推动新型储能发展的指导意见3关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见4“十四五”新型储能发展实施方案5“十四五现代能源体系规划62 0 2 2 年能源工作指导意见7关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知节能论坛ENERGYSAVINGFORUM时间2021年3月1 5 日2021年7 月1 5 日2022年2 月1 0 日2022年3月2 1 日2022年3月2 2 日2022年3月2 9 日2022年6 月7 日2H公司用户侧储能系统容量配置分析H公司属于参与市场化交易的1 1 0 kV大工业用户，以2 0 2 2 年4 月为例，尖峰时段（9:0 0-1 1:0 0、15:00-17:00）电价为1.1 5 39 元/kWh，高峰时段(8:00-9:00、1 3:0 0-1 5:0 0、1 7:0 0-2 2:0 0）电价为0.9551元/kWh，低谷时段（1 1:0 0-1 3:0 0、2 2:0 0-次日8:0 0)电价为0.2 7 5 6 元/kWh，尖峰-低谷电价差达到了0.8 7 8 3元/kWh，高于一般储能系统的度电成本，初步具备实施削峰填谷(峰谷套利)模式的经济可行性。100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%02.1H公司电量结构和负荷特性H公司2 0 2 2 年1 月-5 月逐月峰谷用电量比例和总用电量比例如图1 所示。由图可知，总负荷尖峰电量占比1 5%，高峰电量占比35%，低谷电量占比5 0%，H公司各时段负荷基本一致，用电量和各时段的时间长短呈正相关，即H公司用电负荷比较平稳，属于2 4 h连续生产型企业。经实地调研及对各工作段母线容量统计，仅10kVB段满足容量及接入要求，统计该段母线全年负荷情况，曲线如图2 所示：最大负荷（功率)在712尖峰电量（kWh）高峰电量（kWh）图1 H公司2 0 2 2 年1 月-5 月逐月峰谷用电量比例34低谷电量（kWh）52023年第1 0 期SHANGHAIENERGYSAVING1469上海节能SHANGHAIENERGYSAVING55005000450040003500300025002000150010005000月中旬，达5 0 0 0 kW；最小负荷（功率）在1 0 月底，约8 0 0 kW；平均负荷（功率）为2 2 2 7 kW，负荷较大的月份为5 月至1 0 月。2.2充放电策略分析为保证削峰填谷(峰谷套利)模式储能项目经济效益最大化，综合考虑该段母线负荷现状，储能系统的控制策略应尽可能保证两个尖峰时段进行放电，两个低谷时段进行充电，即低谷电价一时段时段8:00-9:00峰谷峰运行模式No.10202350100图2 1 0 kVB段母线2 0 2 1 年全年负荷曲线表2 储能系统运行模式（1、7、8 月和1 2 月）9:00-11:0011:00-13:00尖峰谷放电充电150时间（天）(22:00-次日8:0 0)充电，尖峰电价一时段（9:0 0-11:00）放电，低谷电价二时段（1 1:0 0-1 3:0 0）充电，尖峰电价二时段(1、7.8 和1 2 月为1 3:0 0-1 7:0 0，其他月份为1 5:0 0-1 7:0 0)放电，每天两充两放，每次充电时间为2 h(22:00-次日8:0 0 时段以小功率充电），放电时间为2 h（1、7、8 和1 2 月的下午第二次放电时间可以放宽至1 3:0 0-1 7:0 0，低功率进行放电）。根据上述充放电策略，储能系统为每天“两充两放 运行模式（见表2 和表3所示）。13:00-15:0015:00-17:00尖峰尖峰放电放电20025030017:0022:00峰一35022:00-次日8:0 0谷充电表3储能系统运行模式（其他月份）时段峰谷运行模式2.3H公司用户侧储能充放电倍率及容量分析该项目主要利用峰谷电价差实现获利，H公司用电负荷具有连续性，每天运行策略基本稳定，不需要高功率充放。综合考虑电池性价比和电站运节能论坛1470ENERGYSAVINGFORUM8:00-9:00峰9:00-11:00尖峰放电11:00-13:00谷充电13:00-15:00峰行策略等因素，充放倍率选取0.5 C，基本满足每天两充两放的需求。根据调研，H公司1 1 0 kV/10kV变压器容量为2 0 MVA约有2 MW的功率余量，1 0 kVB段母线最大可承受功率约为1 0 MW，约有5 MW的功率余量。因此，在不超过变压器容量和该段母15:00-17:00尖峰放电17:00-22:00峰22:00-次日8:0 0谷充电上海节能基于浙江省大工业分时电价情景下的用户侧储能经济性分析SHANGHAIENERGY SAVING线最大可承受电流的前提下，暂考虑以2 0 0 0 kW及340.243峰以下功率进行充放电。假定额定充放电功率分别为5 0 0、1 0 0 0、1 5 0 0和2 0 0 0 kW，通过比较B段母线负荷日平均消耗功率和储能电站额定放电功率的匹配情况，来计算储能电站全年满功率放电保证率，计算结果如表4所示。表4 储能尖峰时段满功率放电率额定充放电功率（kW）尖峰时段满放天数（天）500365100032515002742000158综合考虑既能保证低谷时段充电情况下，总消耗功率不超过变压器容量和接入母线最大可承受电流，又能保证午间谷电阶段的2 h储能容量能够经尖峰时段充分消纳、获利，基本上实现每天两充两放的目标，额定充放电功率取1 5 0 0 kW，即按照0.5 C倍率，设计容量为1.5 MW/3.42MWh储能系统。3H公司用户侧储能项目经济性分析由于暂无法定量分析需求侧响应场景、相关一次性补贴等收益，对该项目仅基于浙江省分时大工业电价场景进行投资现金流量分析，以全投资内部收益率(IRR)、净现值(NPV)及投资回收期(Pt)为动态评价指标，判断其经济可行性。3.1收益及成本测算模型项目结合分时电价及充放电策略，构建峰谷套利收益测算模型：B尖峰谷=B尖+B降-P谷-C总成本其中，B尖峰谷为尖峰、峰、谷三时段电价综合收益，它是由尖峰收益B尖峰、峰电收益B及扣除谷电支出P谷组成。尖峰收益B尖峰、峰电收益B峰计算式为：节能论坛ENERGYSAVINGFORUMt谷电支出P谷计算式为：Pf-2Np谷.A34024总成本费用C总成本计算式为：C总成本=C经营+D折旧+A雄销+1 利息+C维持其中，C经营为经营成本，D折旧为折旧，A摊销为摊销，利息为利息，C维持为维持运营投资。放电率100%89%75%43%3.2经济评价模型考虑资金的时间价值，以全投资内部收益率(IRR)、净现值(NPV)及投资回收期(Pt)为动态评价指标，构建项目经济评价模型：内部收益率(IRR)测算模型：202(CI-CO)1+irr=0t=1净现值(NPV)测算模型：20NPV(i)=Z(CI-CO)1+i)n=1投资回收期(Pt)测算模型：T-1IZ(CI-CO);lP,=T-1+-1(CI-CO)T3.3经济性评价按照装机规模1.5 MW/3.42MWh，总投资6 8 0万元，年运行天数34 0 天，修理费率1.6%，保险费率0.3%，折旧1 4 年，其间更换电池，残值率为5%，残值回收，资本金比例30%，等额本金方式还款，长期贷款LPR利率4.4 5%等边界条件进行测算，经济评价结果见表5。表5 经济评价结果序号经济评价指标1投资回收期（所得税后）（年）2全部投资内部收益率（所得税后）（%）3全部投资财务净现值（所得税后）（万元）4资本金内部收益率（%）数值9.876.1947.928.362023年第1 0 期SHANGHAIENERGYSAVING1471上海节能SHANGHAIENERGYSAVING全部投资内部收益率（税后）6.1 9%，资本金财务内部收益率为8.36%，投资回收期（所得税后）9.87年，项目经济评价指标满足相关要求，具备经济可行性。4结论及建议本文通过对H公司用户侧储能项目技术经济分析，表明在现有浙江大工业分时电价情景下，开发、投资用户侧储能项目是具备一定可行性的。浙江省用户侧储能发展潜力巨大，但目前收益模式较为单一，需增加需求侧响应等持续、稳定的收入场景以提高收益水平，促进用户侧储能发展，进而对浙江省电力多元融合高弹性电网 3 提供进一步支撑，因此，提出相关建议如下：1)建立、健全需求侧响应补偿机制需求侧响应补偿与电力现货市场相衔接，增加用户侧储能的收益渠道，引导用户通过配置储能优No.102023化用电负荷。2)鼓励工（商）业用户增配储能通过货币补贴、电价优惠等措施鼓励各工（商）企业增配储能设备，减少接入电力系统的增容投资，发挥储能在减少配电网基础设施投资上的积极作用。3)持续支持用户侧储能发展结合电价市场化改革，逐步完善工（商）业分时电价机制，利用电能时间属性促进浙江省用户侧储能发展。参考文献1赵守国，徐仪嘉.我国西北地区碳达峰碳中和实现路径研究.西北大学学报（哲学社会科学版）,2 0 2 2,5 2(4).2李浩.用户侧储能经济性分析及容量配置策略研究.山西电力,2 0 2 1(6):5,3袁士超,张力,蔡振华,等.浙江用户侧储能效益分析及投资建议.黑龙江电力,2 0 2 2,4 4(3)川H氢能与储能HYDROGENENERGYANDENERGYSTORAGE国鸿氢能助力香港首个氢发电项目近日，国鸿氢能携手香港建筑龙头企业、中石化香港联合打造氢能发电示范项目，为香港建筑业引入清洁能源和氢能动力。该项目为香港首个氢能发电示范项目，位于被誉为“未来科创和经济引擎”的香港北部都会区，由国际新能源产业联盟牵头推动，国鸿氢能结合落马洲工地实际应用场景、整合跨境资源完成整体方案设计。项目采用国鸿氢能固定式氢燃料电池发电系统，为工地办公室提供电力，实现零碳环保。氢气由中石化供应，初期将采用资源共享方式，后期待元朗凹头加氢站投入使用后，即可实现本地氢气供应。目前，该项目已取得香港特区政府氢能源跨部门工作小组初步批核，即将进入调试阶段，预计于2 0 2 3年内投入使用。（来源：氢云链）节能论坛1472ENERGYSAVINGFORUM