采用全寿命周期成本模型的用户侧电池储能经济可行性研究_薛金花

第40卷第8期电网技术Vol.40No.82016年8月PowerSystemTechnologyAug.2016文章编号：1000-3673（2016）08-2471-06中图分类号：TM73文献标志码：A学科代码：470·40采用全寿命周期成本模型的用户侧电池储能经济可行性研究薛金花，叶季蕾，陶琼，王德顺，桑丙玉，杨波（中国电力科学研究院，江苏省南京市210003）EconomicFeasibilityofUser-SideBatteryEnergyStorageBasedonWhole-Life-CycleCostModelXUEJinhua,YEJilei,TAOQiong,WANGDeshun,SANGBingyu,YANGBo(ChinaElectricPowerResearchInstitute,Nanjing210003,JiangsuProvince,China)ABSTRACT:Highcostandunclearbenefitarethemostimportantreasonsforhinderinglarge-scaleapplicationofbatteryenergystoragesystem(BESS).Inthispaper,ageneralwhole-life-cyclecostmodelisestablishedtodescribecostcomponentsofenergystorage.Effectivemethodforreducingvarioususer-sideBESScostisproposedbasedonsensitivityanalysisresults.BESSbenefitsourceisdefinedandeconomicfeasibilityofuser-sideBESSindifferentelectricitypricemechanismisevaluated.Optimalinvestmentstrategyofuser-sideBESSinwholelifecycleisgiven.Resultsshowthatforuser-sideBESS,installationcostisthelargest,followedbyreplacementcostandelectricitycost,andmaintenancecostisthesmallestinwholelifecycle.OrderofaverageannualcostsofdifferentBESSfromlowtohighisVRLA,NaS,LFP,V-redoxrespectively.Averageannualcostcanbeeffectivelyreducedbyshorteningrateddischargeduration,improvingefficiencyandextendingcyclelife.Undertwo-partelectricitypricemechanism,user-sideBESScanachieveeconomicallyfeasibleonlywhencostofVRLA,NaS,LFPandV-redoxdecreasesto60%,60%,50%and30%,respectively.KEYWORDS:user-sideBESS;whole-life-cyclecostmodel;economicfeasibility摘要：储能系统的成本高及收益不明确是影响其规模化应用的主要原因之一。首先建立了通用的全寿命周期成本模型，用于全面计算储能的各类成本；通过敏感性分析提出了有效降低几类用户侧电池储能成本的方法；分析用户侧电池储能的效益来源，并对不同电价机制下的经济可行性进行了详细计算，最后给出了用户侧电池储能在全寿命周期内的优化投基金项目：国家自然科学基金国际(地区)合作与交流项目(51361135704)；国家电网公司科技项目(商业园区源-储-荷协同运行关键技术研究与示范)。ProjectSupportedbyNationalNaturalScienceFoundationofChina(51361135704);ScienceandTechnologyFoundationofSGCC(ResearchandDemonstrationofKeyTechnologiesof“Generation-Storage-Load”CoordinativeOperationInCommercialDistricts).资策略。结果表明，对于用户侧电池储能，在整个项目周期内安装成本占比最大，其次为更换成本和用电成本，运行维护成本比例最小。用户侧电池储能年均成本由低到高依次为：铅酸电池钠硫电池铁锂电池全钒液流电池。通过降低额定放电时间、提高循环效率并延长寿命周期，可有效降低用户侧电池储能的年均成本。在两部制电价机制下，当铅酸电池、钠硫电池、铁锂电池和全钒液流电池的安装成本分别下降为原成本的60%、60%、50%和30%，用户侧电池储能才达到经济可行。关键词：用户侧电池储能；全寿命周期成本模型；经济可行性DOI：10.13335/j.1000-3673.pst.2016.08.0320引言2015年上半年，美国特斯拉、韩国LGChem、三星SDI和中国比亚迪等相继推出了用户侧储能产品，未来这些大量分散式户用储能系统将对传统电网产生重大影响，颠覆目前集中式发电和供电模式。美国、日本、德国等国家均制定了相关产业发展规划，并出台了一系列促进和支持储能行业发展的政策[1]。其中，美国的储能政策、补贴和商业模式相对成熟，商业和户用储能市场潜力大，而我国没有储能补贴和投融资市场的支持，用户侧储能市场的商业模式尚未成型。但随着我国电力体制改革的推进，居民电价及峰谷电价差可能增大，用户侧储能市场存在潜在的盈利机会，而盈利途径以及经济效益是其实现商业化应用的关键。储能的类型、技术特性和寿命周期等参数直接影响储能的经济指标。对储能成本和效益的研究已取得了一些成果。文献[2-4]建立了储能全寿命周期的成本模型，提出了收益需求和降低成本的途径。该成本模型综合考虑了全寿命周期的各项成本，可为储能的成本来源提供借鉴，但未对储能的各项成本进行详细建模。文献[5-6]将储能在电网中的应用2472薛金花等：采用全寿命周期成本模型的用户侧电池储能经济可行性研究Vol.40No.8进行了详细分类，并提出了每种应用场合下的收益模型。文献[7]以全电力系统的总投资和运行成本最小为目标函数，建立了全系统的投资优化模型，能够评估规模化储能在发、输、配多个环节的价值。但是，该模型对储能成本的描述仅限于功率、单位功率价格和放电时间。文献[8]基于能量市场、辅助服务市场、FiT补贴最大和碳排放量最小4个应用场景，分别研究了分布式储能给终端用户带来的价值，但仅考虑了储能的单位能量价格，未提及储能的寿命周期对价值的影响。文献[9-10]提出了项目周期内的净现值计算方法和经济性指标。文献[11-12]详细分析了钠硫电池给用户带来的直接和间接效益。结果表明，用户侧储能的主要收益来源为节省的购电费用。但是，储能的投资成本与全寿命周期内年均成本的关系不明确，无法真实体现储能在全寿命周期内的经济性。文献[13]研究了钠硫电池在3种电价机制下的投资回报情况，但未分析钠硫电池的功率/能量配置和技术特性对投资回报的影响。文献[14-15]分析了配电网储能效益来源，进行了经济评估和容量优化配置研究。文献[16]研究了在20a利用期限内分布式光伏储能的经济性，但由于目前储能的寿命无法达到20a，实际还应考虑储能的类型、寿命周期和更换成本。文献[17]认为可综合考虑用户侧储能对用户和电网的双重效益，但实际结果表明用户侧储能的主要收益来源于受益用户。综上可知，储能的经济性分析侧重于具体的运营商或用户等受益主体，如用户侧电池储能的受益对象为终端用户，主要收益来源为节省的电费。但是，大多数的成本/效益模型未充分考虑储能的类型、技术特性和寿命周期对其价值的影响。本文以用户侧电池储能为研究对象，同时引入项目周期和储能寿命周期2个参数，统一评估不同储能技术在同一个项目周期内的年均成本，以期获得不同储能技术降低成本的方法和未来发展需求。另外，还深入分析了不同储能技术在其寿命周期内获得投资回报的情况，可以辅助终端用户进行不同类型储能的投资决策。1用户侧电池储能成本及投资回报模型1.1成本模型用户侧电池储能成本由安装成本、更换成本、运行维护成本和回收价值构成。在特定市场经济环境下，多种用户侧电池储能可通过项目周期内、单位功率下的年均成本Cp(元/(kW·a))进行统一评估。1）安装成本。电池储能由电池本体、能量转换装置(powerconversionsystem，PCS)和必要的辅助设施构成。因此，电池储能的安装成本Csys(元)可表示为sysbatPCSBOPCCCC(1)式中：Cbat为电池成本(元)；CPCS为PCS成本(元)；CBOP为辅助设施成本(元)。电池成本Cbat(元)可表示为ratratbatEEEPtCCC(2)式中：CE为电池本体的单位能量价格(元/(kWh))；Erat为电池储能的额定能量(kWh)；η为电池储能的转换效率(%)；Prat为电池储能的额定功率(kW)；t为电池储能的额定放电时间(h)。PCS成本CPCS(元)可表示为PCSPratCCP(3)式中CP为PCS的单位功率价格(元/kW)。辅助设施成本CBOP(元)可表示为BOPBratBratCCECPt(4)式中CB为辅助设施的单位能量价格(元/(kWh))。因此，电池储能在单位功率下的年均安装成本Csys_p(元/(kW·a))可表示为sys_PEpB(1)()(1)1NNtiiCCCCti(5)式中：i为贴现率(%)；N为项目周期(年)。2）更换成本。当电池储能寿命周期小于实际项目周期时，电池储能需进行更换。通常，实际项目周期为5~20a不等，由于PCS和辅助设施可使用20a，而电池本体无法满足20a的使用需求，因此电池储能的更换成本来源于电池本体。在项目周期内，电池储能每次的更换成本Crep(元)可表示为repbatE(1)(1)knknratPtCCC(6)式中：α为电池储能安装成本的年均下降比例；k为电池本体更换次数(次)，k=N/n1，n为电池储能寿命周期(年)。当(N/n1)为非整数时，k进1取整。因此，电池储能在单位功率下的年均更换成本Crep_p(元/(kW·a))可表示为rep_pE1(1)(1)(1)(1)1nNknNtiiCCii(7)式中为电池本体第次更换。3）年运行维护成本。电池储能的年运行维护成本包括固定运行维护成本和可变运行维护成本。其中，固定运行维护成本CFOM(元/a)包括人力成本和管理成本等，与储第40卷第8期电网技术2473能的技术类型和额定功率相关，与运行过程无关，可表示为FOMf_pratCCP(8)式中Cf_p为单位功率下的运行维护成本(元/(kW·a))。而可变年运行维护成本CVOM(元/a)随系统的运行状态和外部条件发生变化，包括电费、燃料费、可再生能源补贴、CO2排放成本。本文主要考虑电费，即用电成本Ce(元/a)。假设电池储能每天以额定功率放电，则用电成本可表示为ee_pratCCP(9)式中Ce_p为电池储能在单位功率下的年均用电成本(元/(kW·a))，它与充电电价Cc(元/(kWh))、额定放电时间t、系统效率η和年运行天数D(d/a)相关，可表示为e_pctCCD(10)4）回收价值。用户侧电池储能到达寿命年限时，可通过回收利用获取一定的收益，可抵消电池储能的成本。该部分为回收价值Crec(元)，它与安装成本Csys及回收系数γ(%)相关。在项目周期内，假设电池储能每次的回收价值Crec都