CN111815029A - 一种用户侧储能收益深度发掘的方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种用户侧储能收益深度发掘的方法，构建第一种用户侧储能收益方案，所述第一种用户侧储能收益方案包括：单次循环峰谷套利收益+需量电费管理收益+需求响应收益+调频服务收益；所述第一种用户侧储能收益方案模型为：S1＝Sdfc+Spva+Sfre+Sres‑Cinv‑Cope；构建第二种用户侧储能收益方案，所述第二种用户侧储能收益方案包括：两次循环峰谷套利收益+需求响应收益+调频服务收益；所述第二种用户侧储能收益方案模型为：S2＝2Spva+2Sfre+Sres‑Cinv‑Cope；其中，Sdfc表示需量电费管理收益，Spva表示峰谷套利收益，Sfre表示调频服务收益，Sres表示需求响应收益，Cinv表示储能装置年均投资成本，Cope表示储能系统运营维护成本。本发明充分发挥储能产业带来的收益潜力，提高用户侧储能利用率，以确保用户侧储能产业收益最大化。
Description
技术领域
本发明涉及一种用户侧储能收益深度发掘的方法，属于用户侧储能调控技术领域。
背景技术
目前，随着风力发电和光伏发电等可再生能源的快速发展，在带来大量电能的同时也因为可再生能源的波动性和间歇性威胁到了电网的稳定运行，电力系统面临着前所未有的挑战。而储能技术是解决这一问题的重要技术，储能技术可提高分布式电源的接入能力，保证供电可靠性，实现用户智能电能管理，被麦肯锡公司视为未来经济的十二大颠覆技术之一。
储能系统根据其安装位置可以分为发电侧储能、输配电侧储能和用户侧储能。与发电侧和输配电侧储能相比，用户侧储能系统的单体项目相对更小，也更接近电力用户。由于其发展初期不涉及电力调度和电力市场，更有利于解决电网的供需平衡难题。
截至2017年底，中国已投运电化学储能项目的累计装机规模为389.8MW。2017年，中国新增投运电化学储能项目的功率规模为121MW，同比增速超过15％。从应用分布上看，新增投运项目全部应用在集中式可再生能源并网、辅助服务和用户侧领域。其中，用户侧领域的功率规模最大，超过70MW，辅助服务领域的同比增速最大，接近1000％。因此，针对用户侧储能方案的经济性评估方法研究对于储能技术的应用发展具有极高的参考价值。
针对用户侧储能收益低，回报慢等现象，本发明根据江苏省现行峰谷电价变化曲线提出了两种用户侧储能收益方案，为用户侧储能收益深度发掘提供方法，并通过算例分析分别对其经济性进行评估，为储能产业的商业投资提供参考。
发明内容
目的：为了克服现有技术中存在的不足，本发明提供一种用户侧储能收益深度发掘的方法。
技术方案：为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案为：
一种用户侧储能收益深度发掘的方法，包括如下步骤：
构建第一种用户侧储能收益方案，所述第一种用户侧储能收益方案包括：单次循环峰谷套利收益+需量电费管理收益+需求响应收益+调频服务收益；所述第一种用户侧储能收益方案模型为：S1＝Sdfc+Spva+Sfre+Sres-Cinv-Cope；
构建第二种用户侧储能收益方案，所述第二种用户侧储能收益方案包括：两次循环峰谷套利收益+需求响应收益+调频服务收益；所述第二种用户侧储能收益方案模型为：S2＝2Spva+2Sfre+Sres-Cinv-Cope；
其中，Sdfc表示需量电费管理收益，Spva表示峰谷套利收益，Sfre表示调频服务收益，Sres表示需求响应收益，Cinv表示储能装置年均投资成本，Cope表示储能系统运营维护成本。
作为优选方案，还包括如下步骤：
最后通过算例分析比较第一种用户侧储能收益方案和第二种用户侧储能收益方案，选择储能电池寿命内盈利最多的方案或者利益最大化的方案。
作为优选方案，所述第一种用户侧储能收益方案模型、第二种用户侧储能收益方案模型的约束条件如下：
功率约束满足充放电功率Pi +和Pi -不超过功率极限；
储能设备的荷电状态SOC约束条件如下：
SOCmin≤SOC≤SOCmax (30)
其中，SOCmin表示电池最小容量，SOCmax表示电池最大容量。
作为优选方案，所述需量电费管理收益表示如下：
其中，se表示最大负荷时的容量费，Pi表示储能系统的额定功率。
作为优选方案，所述峰谷套利收益表示如下：
其中，Pi +和Pi -分别表示第i时段内电池充电和放电功率；si和sj分别表示第i时段内的峰谷电价。
作为优选方案，所述调频服务收益表示如下：
其中，Pr表示调频容量；sf表示容量电价；K表示调节性能的得分；Δt表示每次调频服务的持续时间。
作为优选方案，所述需求响应收益表示如下：
其中，kr表示服务费系数；s′i表示服务补偿；Pirl表示第i天实际响应负荷。
作为优选方案，所述储能装置年均投资成本表示如下：
其中，kp表示储能系统的峰值功率相关的成本系数；Pi表示储能系统的额定功率；kq表示电池组及其管理系统的单位容量成本系数；Ei表示储能系统的容量；i为贴现率；N为储能系统使用寿命周期。
作为优选方案，所述储能系统运营维护成本表示如下：
Cope＝koEi+krCr (23)
其中，ko表示单位容量年运营维护成本系数；kr为电池替换率；Ei表示储能系统的容量；Cr为电池更换成本。
有益效果：本发明提供的一种用户侧储能收益深度发掘的方法，通过两种不同的用户侧储能收益方案经济性比较，为储能产业的商业投资提供参考，实现储能产业的蓬勃发展。
本方法实现用户侧储能产业收益的深度发掘，充分发挥储能产业带来的收益潜力，提高用户侧储能利用率，以确保用户侧储能产业收益最大化。
附图说明
图1是用户侧储能收益深度发掘方法的流程图。
图2是江苏省现行峰谷负荷变化曲线图。
图3是某企业典型工作日负荷曲线变化情况。
图4是两种储能方案的投资收益变化图。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明作更进一步的说明。
如图1所示，一种用户侧储能收益深度发掘的方法，具体步骤如下：
步骤1，建立储能系统投资成本模型和收益模型，具体为：针对用户侧储能方案进行经济性评估分析，首先对其投资成本进行分析，得到用户侧储能投资成本和运营成本模型；然后再对用户侧储能系统产生的效益进行分析，得到用户侧储能需量电费管理收益、峰谷套利收益、调频服务收益和需求响应收益模型；
所述储能系统的投资成本模型包括初始投资成本模型和运营成本模型。
(1)储能系统初始投资成本模型，用户在使用储能装置时，需要考虑储能系统的投资成本。储能系统主要包括电池组、功率变换系统、电池管理系统和监控系统等。储能装置的初始投资成本主要与储能系统的容量和功率有关。其计算公式如下：
Cinv1＝kpPi+kqEi (11)
其中，Cinv1表示储能系统投资成本；kp表示储能系统的峰值功率相关的成本系数；Pi表示储能系统的额定功率；kq表示电池组及其管理系统的单位容量成本系数；Ei表示储能系统的容量。
考虑储能装置的使用寿命和基准收益率，可得储能装置年均投资成本为：
其中，i为贴现率(％)；N为系统使用寿命周期。
(2)储能系统的年运营成本，主要包括系统的运行成本和维护成本，主要成本来源于电池及其管理系统的故障预防及消除、人工维护和巡检等。其计算公式如下：
Cope＝koEi+krCr (13)
其中，Cope表示储能系统运营维护成本；ko表示单位容量年运营维护成本系数；kr为电池替换率；Cr为电池更换成本。
储能系统应用于配网系统时产生的效益是多方面的，包括电网侧、发电侧、用户侧等。对于用户侧来说，所述收益模型包括：需量电费管理收益模型、峰谷套利收益模型、调频服务收益模型和需求响应收益模型。
(1)需量电费管理收益模型，目前我国工业用户大多执行两部制电价，储能可以通过充放电调节用户用电曲线，合理地控制好用户每月最大需量，为企业降低需量电费。针对需量电费缴纳，电力公司给出两种选择，一是按照变压器容量收取，第二种选择是按照厂区月最大负荷收费(按需收费)。通过第二种方法，用户可以利用储能系统来调整最大负荷来降低费用，实现间接收益。加入储能系统可以在用电低谷时储能，在用电高峰时放电给负载，从而降低整体负荷，达到降低变压器容量费用的目的。其公式表示如下：
其中，Sdfc表示削减尖峰负荷带来的间接收益；se表示最大负荷时的容量费(按月最大负荷收取)。1.1表示储能系统具有10％的长期过载能力。
(2)峰谷套利收益模型，峰谷套利是指储能装置在低谷用电、平峰或高峰放电的方式利用峰谷电压差来获得收益的方式。在峰谷电价下，储能装置通过这种低储高发的形式获得的收益称为直接收益，其公式表示如下：
其中，Spva表示峰谷套利获得的直接收益；Pi +和Pi -分别表示第i时段内电池充电和放电功率；si和sj分别表示第i时段内的峰值电价，谷值电价。
(3)调频服务收益模型为：
其中，Sfre表示储能系统调频服务带来的收益；Pr表示调频容量；sf表示容量电价；K表示调节性能的得分；Δt表示每次调频服务的持续时间。
(4)需求响应收益模型，储能系统提供电网AGC调频服务始于美国，通过多年的充分测试和验证，取得了较好的效果，在多个电力市场中实现了商业化应用，例如，超过50MW的锥离子电池储能电站参与PJM电力市场的调频市场，有20MW的飞轮储能调频电站为纽约电力市场提供调频服务。根据华北电网的规则，AGC(自动发电控制)调频收益取决于调频深度，调频性能和调频价格三个因素，这三个值越高，收益越高。虽然国家鼓励在用户侧建设分布式储能系统并参与调峰调频等辅助服务，但是我国南方区域暂未出台针对用户侧电池储能的充放电标杆电价、容量补贴细则、充放电补贴细则、用户容量费抵扣细则等。《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)》中提出：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500元/MWh。其公式表示如下：
其中，Sres表示储能装置通过需求响应获得的收益；kr表示服务费系数；s′i表示服务补偿，按日计算，按年结清，原则上不高于20元/KW·自然日；Pirl表示第i天实际响应负荷。
步骤2，提出两种储能收益方案，具体为：用户侧储能既可以通过峰谷套利实现直接收益，同时也可以参与电网调度指令提供辅助服务。为使用户侧储能收益最大化，结合江苏省现行峰谷负荷变化曲线，通过储能每日充放电次数和是否参与企业负荷削峰服务提出两种储能收益方案，同时得到两种储能方案经济性评估总模型；江苏省现行峰谷电价变化如图2所示。
所述提出两种储能收益方案包括：
(1)单次循环峰谷套利收益+需量电费管理收益+需求响应收益+调频服务收益
在此收益模式下，用户侧储能仅在谷段对储能设施进行充电，在峰段阶段放电来获取单次充放电循环的收益。同时通过在谷平段平段充电，在用户侧负荷高峰时放电对用户侧负荷进行削峰实现间接盈利。此外，需求响应收益必须由电网机构向用户侧储能下达需求响应时才能获得收益，但在实际情况中，电网机构向用户侧下达指令的时间和次数都很少。为了方便计算，在此忽略由需求响应在其他收益模式下的影响，由此在储能系统经济性成本和收益分析基础上得出该方案每一年的收益。
(2)两次循环峰谷套利收益+需求响应收益+调频服务收益
在此收益模式下，用户侧储能可以在谷段充电、峰段放电和平段充电峰段放电实现每日两次循环峰谷套利。若用户侧储能参与两次充放电循环峰谷套利，则无法参与到企业自身的负荷削峰中，再加上电网机构每年不固定的向用户侧发送的需求响应获取的收益，得到该方案每一年的收益。
所述两种储能方案经济性评估总模型主要涉及的经济性收益包括需量电费管理收益、峰谷套利收益、调频服务收益、需求响应收益等。将储能系统应用于配电网削峰填谷，涉及经济价值评估，必然与储能装置的成本有关。结合上述储能系统的成本分析，可以得出两种储能方案系统经济性评估总模型如下所示：
S1＝Sdfc+Spva+Sfre+Sres-Cinv-Cope (18)
S2＝2Spva+2Sfre+Sres-Cinv-Cope (19)
其中，S1和S2分别为储能方案一和储能方案二的收益。功率约束应满足充放电功率Pi +和Pi -不超过功率极限；为提高储能设备的正常使用寿命年限，使其处于适宜的运行环境，需要对储能设备的荷电状态SOC进行约束。
SOCmin≤SOC≤SOCmax (20)
其中，取SOCmin为0.1，SOCmax为1。
步骤3，最后通过算例分析比较了两种储能收益方案的经济性和实用性，验证所提储能方案的可行性。
所述通过算例验证所提储能方案的可行性包括：
1)算例中的经济性评估结果；2)算例评估结果分析下的结论。
现以江苏某企业为例进行经济性评估，储能系统为2台500kW/2MWh集装箱系统。2018年下半年，储能蓄电池价格大幅下降，储能系统成本从3000元/kWh下降到2000元/kWh左右，其中电池成本按照400万元计算，PCS造价为100万元，EMS和BMS造价为200万元，再加上其他辅助设备，总造价约为800万元，再加上每年运营维护成本，储能投资成本约为1000万元。现在结合上述储能系统经济性评估总模型对该企业的储能收益进行分析计算，其中四种用户侧收益如下：
(1)需量电费管理收益
以该典型工作日为标准计算需量电费管理收益。由图3该企业典型日工作的负荷变化情况得出该日最大负荷为5.8MW，加入储能系统后最大可释放1100kW的功率用以抵消峰值负荷，江苏省需量费为40元/kW·月，则每月可为企业减少4.4万元的容量费，但是平段充电电费2.28万元，以此估算每年可节省25.44万元。
(2)峰谷套利和调频服务收益
江苏省用户电压等级为1-10千伏时，高峰电价为1.1507元/度，平段电价为0.6904元/度，低谷电价为0.3301元/度。DOD为0.9，充放电损耗为15％，每年工作天数为320天。
由江苏省现行峰谷电价可以得到，峰谷套利收益有每日单次循环和每日两次循环两种方案，再考虑将用户侧储能充放电行为参与到电网调频服务中。据《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)》提出：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0.5元/kWh。假设用户侧储能全负荷参与调频服务，现考虑电池容量衰减，由于两种收益方案中储能电池每天的循环次数不同，所以电池衰减率不一致。按照锂离子电池全生命周期最大充放电次数4000次折算，方案一储能电池使用寿命为12.5a，方案2仅为6.25a，则两种方案下每一年调频服务收益与峰谷套利收益变化分别如下表1所示。
表1两种储能方案下每一年调频服务收益与峰谷套利收益变化
(3)需求响应收益
需求响应收益取决于用户侧储能设备是否被调用，只有被调用了才能获得收益，所以该部分收益不确定性较大。以12元/kWh进行计算，每次可获得48000元，估算平均每年被调用5次，则每年从需求侧响应获得的收益为24万元。
结合上述四种储能收益分析，通过对该企业储能四种收益的计算，可以得出该企业储能系统在两种储能收益方案下的投资收益变化曲线如图4所示
通过实例验证了该方案的有效性。得出以下结论：
(1)方案一在5年后开始盈利，在储能电池的全生命周期内可获利1254.78万元。方案二仅在3年后就实现盈利，但是由于每天循环次数两次，所以电池的全生命周期比方案一缩减一半，在储能电池的全生命周期内可获利550.57万元。
(2)若企业追求储能电池全生命周期内获得利益最大化，可以考虑方案一的储能方案实现经济性收益；若是企业追求短时间的储能盈利，可以考虑方案二的储能方案实现经济性收益，同时，由于方案二投资周期短，所以可以在储能全生命周期结束后进行二次投资，实现经济最大化。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出：对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也应视为本发明的保护范围。
Claims (9)
1.一种用户侧储能收益深度发掘的方法，其特征在于：包括如下步骤：
构建第一种用户侧储能收益方案，所述第一种用户侧储能收益方案包括：单次循环峰谷套利收益+需量电费管理收益+需求响应收益+调频服务收益；所述第一种用户侧储能收益方案模型为：S1＝Sdfc+Spva+Sfre+Sres-Cinv-Cope；
构建第二种用户侧储能收益方案，所述第二种用户侧储能收益方案包括：两次循环峰谷套利收益+需求响应收益+调频服务收益；所述第二种用户侧储能收益方案模型为：S2＝2Spva+2Sfre+Sres-Cinv-Cope；
其中，Sdfc表示需量电费管理收益，Spva表示峰谷套利收益，Sfre表示调频服务收益，Sres表示需求响应收益，Cinv表示储能装置年均投资成本，Cope表示储能系统运营维护成本。
2.根据权利要求1所述的一种用户侧储能收益深度发掘的方法，其特征在于：还包括如下步骤：
最后通过算例分析比较第一种用户侧储能收益方案和第二种用户侧储能收益方案，选择储能电池寿命内盈利最多的方案或者利益最大化的方案。
3.根据权利要求1或2所述的一种用户侧储能收益深度发掘的方法，其特征在于：所述第一种用户侧储能收益方案模型、第二种用户侧储能收益方案模型的约束条件如下：
功率约束满足充放电功率Pi +和Pi -不超过功率极限；
储能设备的荷电状态SOC约束条件如下：
SOCmin≤SOC≤SOCmax (30)
其中，SOCmin表示电池最小容量，SOCmax表示电池最大容量。
4.根据权利要求1或2所述的一种用户侧储能收益深度发掘的方法，其特征在于：所述需量电费管理收益表示如下：
其中，se表示最大负荷时的容量费，Pi表示储能系统的额定功率。
5.根据权利要求1或2所述的一种用户侧储能收益深度发掘的方法，其特征在于：所述峰谷套利收益表示如下：
其中，Pi +和Pi -分别表示第i时段内电池充电和放电功率；si和sj分别表示第i时段内的峰谷电价。
6.根据权利要求1或2所述的一种用户侧储能收益深度发掘的方法，其特征在于：所述调频服务收益表示如下：
其中，Pr表示调频容量；sf表示容量电价；K表示调节性能的得分；Δt表示每次调频服务的持续时间。
7.根据权利要求1或2所述的一种用户侧储能收益深度发掘的方法，其特征在于：所述需求响应收益表示如下：
其中，kr表示服务费系数；s′i表示服务补偿；Pirl表示第i天实际响应负荷。
8.根据权利要求1或2所述的一种用户侧储能收益深度发掘的方法，其特征在于：所述储能装置年均投资成本表示如下：
其中，kp表示储能系统的峰值功率相关的成本系数；Pi表示储能系统的额定功率；kq表示电池组及其管理系统的单位容量成本系数；Ei表示储能系统的容量；i为贴现率；N为储能系统使用寿命周期。
9.根据权利要求1或2所述的一种用户侧储能收益深度发掘的方法，其特征在于：所述储能系统运营维护成本表示如下：
Cope＝koEi+krCr (23)
其中，ko表示单位容量年运营维护成本系数；kr为电池替换率；Ei表示储能系统的容量；Cr为电池更换成本。
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Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010526382.7A Pending CN111815029A (zh) | 2020-06-10 | 2020-06-10 | 一种用户侧储能收益深度发掘的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111815029A (zh) |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112529468A (zh) * | 2020-12-25 | 2021-03-19 | 力容新能源技术（天津）有限公司 | 一种岸电储能系统的运行模式的方法及其经济评估方法 |
| CN113625172A (zh) * | 2021-08-11 | 2021-11-09 | 万克能源科技有限公司 | 锂电池储能运营效益影响因子分析方法 |
| CN113762626A (zh) * | 2021-09-10 | 2021-12-07 | 国网江苏省电力有限公司扬州供电分公司 | 一种考虑经济性的混合储能系统容量优化方法 |
| CN116014771A (zh) * | 2023-03-23 | 2023-04-25 | 新华三工业互联网有限公司 | 储能系统控制方法、装置、计算机设备及存储介质 |
| CN113625172B (zh) * | 2021-08-11 | 2024-06-07 | 万克能源科技有限公司 | 锂电池储能运维优化影响因子分析方法 |
-
2020
- 2020-06-10 CN CN202010526382.7A patent/CN111815029A/zh active Pending
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN112529468A (zh) * | 2020-12-25 | 2021-03-19 | 力容新能源技术（天津）有限公司 | 一种岸电储能系统的运行模式的方法及其经济评估方法 |
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| CN116014771A (zh) * | 2023-03-23 | 2023-04-25 | 新华三工业互联网有限公司 | 储能系统控制方法、装置、计算机设备及存储介质 |
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Legal Events
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