儲能應(yīng)用場景【用戶側(cè)】
2021-11-11
圍繞電力系統(tǒng)的“發(fā)、輸、變、配、用”五大環(huán)節(jié)，儲能的應(yīng)用場景主要分為發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)。在發(fā)電側(cè)，主要是聯(lián)合傳統(tǒng)火電機組參與AGC輔助服務(wù)、與新能源風(fēng)光配套平抑波動提高風(fēng)光利用率；在電網(wǎng)側(cè)，主要是與特高壓送受端配套緊急功率支撐、變電站儲能調(diào)峰調(diào)頻、配電臺區(qū)儲能緩解重過載；在用戶側(cè)，主要是工商業(yè)用戶削峰填谷、光儲充微電網(wǎng)。
圖1 儲能應(yīng)用場景分類
在不同應(yīng)用場景下，儲能價值如下：
圖2 儲能價值
以上三個應(yīng)用場景用戶側(cè)相對來說最簡單易懂，通俗來說就是在夜間電價低時通過電網(wǎng)給儲能充電，白天電價高時通過儲能給負(fù)荷放電，賺取峰谷電價價差收益，因此以往的用戶側(cè)儲能項目主要集中在北京、江蘇、廣東等峰谷價差較高地區(qū)。自今年7月份國家發(fā)展改革委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時電價機制的通知》以來，全國已有多個省份陸續(xù)出臺相應(yīng)政策文件，峰谷價差不斷拉大，部分省份的價差已經(jīng)超過1元/kWh，且隨著儲能系統(tǒng)度電成本的不斷降低，儲能在用戶側(cè)的大規(guī)模應(yīng)用指日可待。
表1 已公開分時電價政策的省份
本文將在此基礎(chǔ)上重點介紹用戶側(cè)儲能項目可行性評估關(guān)鍵點、成本構(gòu)成、現(xiàn)行分時電價政策背景下的收益情況。
一、可行性評估關(guān)鍵點
用戶側(cè)儲能可行性評估簡單來說主要是以下四點：能賺多少、配置多大、接到哪里，放在何處。圍繞這四點，細(xì)化考慮的因素如下：
（1）目前用戶側(cè)可量化的收益來源主要是峰谷電價收益。建議考慮峰谷電價差0.8元/kWh及以上區(qū)域，如有變壓器擴容剛需的場景、配套儲能節(jié)省基本電費、有需求側(cè)響應(yīng)政策的區(qū)域可根據(jù)實際情況適當(dāng)放寬條件，進(jìn)行詳細(xì)測算；
（2）儲能配置多大，與用電負(fù)荷特性與峰谷電價時段強相關(guān)。項目運營期一般為10年，建議選擇具有明顯峰、谷負(fù)荷特性且長期穩(wěn)定的用電企業(yè)，并且搜集2年以上日負(fù)荷曲線及電費單進(jìn)行評估（對應(yīng)到接入變壓器下2年24個月每個月的工作日、周末、節(jié)假日取典型負(fù)荷曲線數(shù)據(jù)、電費單）。
（3）一般用戶側(cè)配置規(guī)模較小，以400V、10kV電壓等級接入為主，需要搜集電氣一次圖及了解可接入變壓器下負(fù)荷情況（包括變壓器是否具備備用間隔、負(fù)荷使用年限、未來負(fù)荷新增計劃等），評估接入空間。
在進(jìn)行配置評估時握住以下原則：夜間電價低谷時儲能充電的功率+夜間負(fù)荷要小于變壓器容量的80%，白天電價高峰時峰時負(fù)荷要大于儲能放電峰值功率，提高儲能利用率。
（4）目前儲能設(shè)備的布置分為室內(nèi)、室外兩種方式，可根據(jù)實際情況進(jìn)行選擇。選址時盡量選擇離辦公場所、密集人群較遠(yuǎn)，離接入點配電房近（建議100m以內(nèi)）且便于線纜排布的地方，同時需考慮便于運輸、吊裝（無遮擋物）的場地。另外，需考慮2T/m2的承重，場地可根據(jù)情況做硬化加固；室外布置還需考慮當(dāng)?shù)氐沫h(huán)境條件，如海拔、溫濕度、降雨量等，根據(jù)情況進(jìn)行集裝箱防腐、隔熱、基礎(chǔ)加高等處理。
二、儲能項目成本構(gòu)成
由于項目規(guī)模及電壓等級一般較小，目前用戶側(cè)儲能系統(tǒng)主要采用All in one的方案，即將電池堆單元、電池管理系統(tǒng)（BMS）、儲能雙向變流器（PCS）、能量管理系統(tǒng)（EMS）、匯流、配電、溫控、消防、視頻監(jiān)控、照明等輔助系統(tǒng)集成在單個集裝箱內(nèi)，根據(jù)情況選擇接入點是否新增開關(guān)柜。下面以典型1MW/2MWh，400V接入，室外集裝箱布置的儲能項目為例，儲能系統(tǒng)造價構(gòu)成比例如下所示：
圖3 1MW/2MWh儲能系統(tǒng)成本構(gòu)成比例
加上設(shè)計、運輸及保險、吊裝、安裝、調(diào)試、土建施工、線纜及接入等費用，EPC造價構(gòu)成比例如下所示：
圖4 1MW/2MWh儲能EPC成本構(gòu)成比例
三、收益分析
以江西分時峰谷電價，投資1MW/2MWh用戶側(cè)儲能項目為例進(jìn)行收益測算。
圖5 測算條件
根據(jù)以上條件，測得IRR為8%，靜態(tài)投資回收期6.5年，動態(tài)投資回收期9.1年。
圖6 收益測算
以上僅是按照每天做一個充放循環(huán)（即夏季冬季尖峰-低谷2h，春季和秋季高峰-低谷2h）考慮的峰谷電價差收益，可以看出已經(jīng)具備投資商業(yè)模式。
其實不僅是工商業(yè)、大工業(yè)用戶，很多省份5G基站配套儲能收益也非常可觀。根據(jù)不同區(qū)域峰谷電價、儲能補貼政策，可充分考慮節(jié)省基本電費收益、參與需求側(cè)響應(yīng)收益、參與輔助服務(wù)等收益、業(yè)主分成等因素進(jìn)行詳細(xì)分析。
四、其他
部分省市出臺了用戶側(cè)儲能相關(guān)的標(biāo)準(zhǔn)及并網(wǎng)規(guī)定，可以做參考。如2017年9月，國網(wǎng)江蘇發(fā)布了《客戶側(cè)儲能系統(tǒng)并網(wǎng)管理規(guī)定(試行)》，并于2018年7月發(fā)布了對該文件相關(guān)內(nèi)容的補充說明；
北京地方標(biāo)準(zhǔn)《用戶側(cè)儲能系統(tǒng)建設(shè)運行規(guī)范》于2018年9月獲批立項：
今年7月，中電聯(lián)發(fā)布關(guān)于征求能源行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)《用戶側(cè)電化學(xué)儲能系統(tǒng)接入配電網(wǎng)技術(shù)規(guī)定》意見的函：
文章來源：
儲能新紀(jì)元
