储能技术全生命周期度电成本分析Word格式.docx
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但模型未考虑储能系统充电的电费和各项成本的时间价值。
文献[9]建立了电池储能电站平准化成本模型,可用于梯次利用电池和新电池的储能电站经济性评估。
文献[10]提出利用动态投资回收期、净现值(VNPV)、内部收益率(RIRR)3个经济评价指标对用户侧储能项目进行经济性评价。
其方法与全生命周期度电成本类似。
文献[11]建立了配电网电池储能系统全寿命周期的经济效益模型,成本方面只考虑了蓄电池固定投资成本和运行维护成本。
综上可知,针对储能系统的经济性评价,普遍采用全生命周期度电成本法。
储能电站目前的主要盈利模式有:
新能源电站配置储能减少弃电、参与调峰;
电网侧参与调峰调频;
用户侧“谷充峰放”的价差。
根据我国已建储能电站的实际运行情况,储能电站的收益和储能的放电电量直接相关。
因此本文提出了基于储能放电电量的全生命周期度电成本算法,可用于评估新能源配套储能、电网调峰和用户侧储能等应用场景下储能的经济性。
1全生命周期度电成本算法
在电力项目经济评价的方法中,平准化电力成本(levelizedcostofelectricity,CLCOE)是一种用于分析各种发电技术成本问题的主要指标[12-15]。
美国国家再生能源实验室关于平准化电力成本的定义为发电项目在运营期内发生的所有成本与全部发电量的比值。
采用平准化电力成本方法对研究对象的规模没有限制,可用于不同发电技术的横向比较,例如不同装机规模的常规的火力发电、风力发电、太阳能光伏发电等之间的发电成本比较。
对于各种储能技术,以储能系统的放电电量为基准,采用平准化电力成本方法来分析比较不同的储能技术的成本。
为体现投资的时间价值,采用净现值法计算储能电站的收益。
净现值指把项目计算期内各年的净现金流量按照一个给定的标准折现率折算到计算期期初的现值之和,即项目总收入的现值总额和项目总支出的现值总额的差额[9],可表示为
式中,CI,n为第n年的现金流入,CO,n为第n年的现金流出,r为标准折现率或基准收益率。
对于储能项目,现金流入为放电电量的电费收入和其他来源收入(补贴、两部制电价中的容量电费收入等),可表示为
式中,An为第n年的上网放电电量,P为放电电量的上网电价,Bn为第n年的其他来源收入。
现金流出为第0年的初次投资支出,投运后每年的运营维护费支出、替换费用支出、充电电费支出、贷款的还款支出、税费支出以及寿命到期后的回收支出。
将式
(2)代入式
(1),且令VNPV=0,可解得放电电量电价为
此放电电量电价即为全生命周期储能度电成本,其意义为全生命周期内支出成本和其他收入来源之差的净现值与能量产出的时间价值之比。
全生命周期储能度电成本还可以理解为单位能量产出的价格,在这个价格上净现值等式可以实现,投资者的收益率正好达到基准收益率(折现率)。
1.1成本算法
储能系统在全生命周期的成本(即支出)包括初次投资成本、维护运营成本、替换成本、充电成本和后续的回收成本[16]。
全生命周期储能度电成本的计算流程如图1所示。
图1全生命周期储能度电成本计算流程
Fig.1Calculationprocessof
CLCOE
1)初次投资成本Cinv
即储能系统建设时投入的成本,包括设计、硬件、软件、工程、采购、施工等所产生的总费用。
根据储能技术的特点,初始投资成本可分为容量成本CE和功率成本CP,即
3)替换成本CR
指由于储能系统组件寿命等因素,需要按照指定的时间间隔进行更换,在替换组件过程中所产生的费用。
在电池储能系统中,由于电池的性能在使用过程中会衰减,当衰减到报废的程度时,需进行电池的更换。
替换成本可用单位储能容量替换成本UR(元/(MW·
h))和储能容量QE(MW·
h)计算,即
功率成本指储能系统中与功率相关的设备和施工的成本,如电池储能系统中的变流器、变压器等设备,抽水蓄能电站中的水轮机,压缩空气储能中的压缩机和膨胀机等,可用单位功率成本UP(元/MW)和装机容量WP(MW)计算,即
针对具体的项目,初始投资成本也可直接根据所有设备的采购和施工费用计算得到,即采用可行性研究报告中的总投资数据或已建成项目的实际投资数据。
2)年维护运营成本COM
指储能系统在每年运行和维护的过程中产生的费用,主要可以分为容量维护成本CE,OM、功率维护成本CP,OM和人工运营成本Clabor,即
容量维护成本指与容量相关的设备的维护成本,用单位储能容量维护成本UE,OM(元/(MW·
功率维护成本指与功率相关的设备的维护成本,用单位功率维护成本UP,OM(元/MW)和装机容量WP(MW)计算,即
人工运营成本指与运维人员相关的支出,可根据项目运维人员定员数量nlabor和每人每年的费用Ulabor计算,即
针对具体的项目,年维护运营成本也可直接采用可行性研究报告中的年维护运营成本或实际运行项目的年维护运营成本。
4)充电成本CC
指储能系统在全生命周期内从电网或者可再生能源电源处充电所需要花费的所有费用,用充电单价UC(元/(MW·
h))、每次充电电量QC(MW·
h)和年充电次数Ny计算,即
容量成本指储能系统中与储能容量相关的设备和施工的成本,如电池储能中的电池、电池集装箱等的设备费用和相应的施工费用,抽水蓄能电站中水库的成本,压缩空气储能中储气室和储热系统的成本等,可用单位储能容量成本UE(元/(MW·
其中
式中,θDoD为放电深度,η为充放电效率。
5)回收成本CRec
指储能系统在使用寿命终止时项目拆除所产生的费用和设备二次利用带来的收入之差。
若拆除成本大于二次利用带来的收入,则回收成本为正值;
若拆除成本小于二次利用带来的收入,则回收成本为负值。
定义报废成本率(FEOL)为回收成本与初始投资的比值,其值可正可负,则
6)总成本计算公式
上述各项成本中,初次投资成本为项目建设时的一次性投入成本,其余各项均为按年发生的成本。
考虑以储能电站投运时刻作为折算起点,则全生命周期内的总成本的净现值Ctotal可表示为
1.2上网电量算法
年上网电量指储能系统的每年向电网输送的电量,与储能容量、自放电率、循环衰退率、年循环次数和放电深度有关。
每年的放电总量E可表示为
式中,i为第i次放电,ηself为自放电率,ηdeg为每次循环储能容量的衰退率。
全寿命周期内的总上网电量净现值Etotal可表示为
2全生命周期度电成本计算案例
2.1系统参数设置
以抽水蓄能、压缩空气储能和磷酸铁锂电池储能3种大规模储能技术为例,采用前述算法计算其全生命周期成本。
3种储能形式的全生命周期成本计算的输入参数见表1。
表13种储能形式的全生命周期成本计算的输入参数
Tab.1Inputparametersfor
CLCOE
calculationof3energystoragetechnologies
注:
抽水蓄能和磷酸铁锂电池储能的成本参数根据文献[8]确定,压缩空气储能成本参数根据文献[16-17]选取;
抽水蓄能和压缩空气储能的储能时间均为5h,电站使用寿命分别按50年和30年设计,在寿命期内无需进行设备的替换,故不设置循环寿命;
磷酸铁锂电池储能的储能时间为1h,电站使用寿命按20年设计,电池的循环寿命按5000次计算,当电池使用次数达到5000次后只更换全部电池,其他设备不更换;
3种储能技术均不考虑回收成本,等效充放电次数均按1天1次循环,年循环330次计算。
2.2计算结果
抽水蓄能、压缩空气储能和磷酸铁锂电池储能全生命周期度电成本计算结果见表2。
表23种储能形式的全生命周期度电成本单位:
元/(kW·
h)
Tab.2
of3energystoragetechnologies
由表2可见,在不考虑充电电价的情况下,压缩空气储能的度电成本低于抽水蓄能。
主要原因是在不考虑充电电价的情况下,各储能技术的度电成本与充放电效率无关,只与初投资成本和运维成本相关。
压缩空气储能项目的单位储能容量的初始投资和年运维成本均低于抽水蓄能电站。
压缩空气储能电站的使用寿命按30年计算,而抽水蓄能电站按50年计算。
若抽水蓄能电站使用寿命也按30年计算,则其全生命周期度电成本为0.919元/(kW·
h),与压缩空气储能电站的全生命周期度电成本相当。
比较压缩空气储能电站和抽水蓄能电站,充放电效率低的储能技术需有较低的初始投资成本和运维成本才可以和充放电效率高的储能技术有相当的全生命周期度电成本。
磷酸铁锂电池储能的全生命周期度电成本显著高于抽水蓄能和压缩空气储能,主要原因是电池储能的初始投资较高,且由于电池循环寿命的限制,在电站的全生命周期内需要至少更换一次全部的电池,增加了替换成本。
对于磷酸铁锂电池储能,需进一步降低设备成本,提高电池的循环寿命,才能具有竞争力。
2.2.1充电电价的影响
当充电电价为0、0.1、0.3、0.4元/(kW·
h)时,其他参数采用表1中的数据,则3种储能形式全生命周期度电成本计算结果如图2所示。
图2充电电价对全生命周期度电成本的影响
Fig.2Influenceofchargingpriceon
从图2可以看出,随着充电电价的增加,3种储能技术的全生命周期度电成本均线性增加。
抽水蓄能和压缩空气储能的全生命周期度电成本接近,在较低充电电价时,压缩空气储能的全生命周期度电成本低于抽水蓄能。
原因在于低充电电价时,储能技术的投资成本在全部成本中占比大,压缩空气储能的投资成本低于抽水蓄能,故有较低的度电成本。
在充电电价较高时,充电成本在度电成本中的占比增加,因抽水蓄能的充放电效率为76%,大于压缩空气储能的60%,在发电电量相同时,抽水蓄能的充电电量较压缩空气储能少21%。
在充电电价为0时,抽水蓄能、压缩空气储能和磷酸铁锂电池储能全生命周期度电成本分别为0.503、0.431、0.928元/(kW·
h)。
当储能用于发电侧减少“弃风”、“弃光”等场景时,充电电价可按0计算,则当上网电价不小于前述度电成本时,配置储能可获得不小于8%的收益率。
相比充电电价为0.288元/(kW·
h)时,抽水蓄能和压缩空气储能的全生命周期度电成本分别下降了43%和53%,而电化学储能的度电成本只下降了26%。
如再进一步不考虑折现(即全部采用自有资金,且不考虑储能投资回报),则抽水蓄能、压缩空气储能和电化学储能的全生命周期成本分别为0.207、0.190、0.680元/(kW·
h),3种储能技术的全生命周期度电成本分别下降了76%、79%和46%。
由此可见,在抽水蓄能和压缩空气储能的全生命周期度电成本中,充电成本占比很大,设备成本占比较小,而电化学储能相反,其全生命周期度电成本中设备成本占比较大。
充电电价为0.4元/(kW·
h)时,抽水蓄能、压缩空气储能和磷酸铁锂电池储能全生命周期度电成本分别为1.029、1.098、1.382元/(kW·
相比充电电价为0时,度电成本增加值分别为0.526、0.667、0.454元/(kW·
h),与充放电效率76%、60%和88%成反比。
2.2.2电池储能年循环次数的影响
相比抽水蓄能和压缩空气储能等大规模储能技术,目前磷酸铁锂电池储能的度电成本仍然较高。
在前述计算中,电池储能系统年循环次数为330次,相当于1次/d。
对于磷酸铁锂电池储能,当年循环次数分别为330、495、660次时,其他参数取表1数据,则其全生命周期度电成本分别为1.255、0.985、0.888元/(kW·
h),如图3所示。
图3磷酸铁锂电池储能年循环次数对CLCOE的影响
Fig.3InfluenceofannualenergystoragecyclesofLiFePO4
batteryon
由图3可见,随着年循环次数的增加,磷酸铁锂电池储能的度电成本明显下降,即提高储能系统的利用率可降低其全生命周期度电成本。
2.2.3电池循环寿命的影响
目前的磷酸铁锂电池储能系统的循环寿命通常在5000次左右,根据储能系统的使用频率,在储能电站20年的寿命期内通常需要更换1~2次电池,相比其他储能技术,增加了替换成本。
若进一步优化电池的设计,提高电池的循环寿命,使电池的使用寿命与储能电站的使用寿命一致,则在储能电站的整个寿命期内无需更换电池。
取电池循环寿命为10000次,则循环衰退率为0.002%,其他参数取表1数据,则磷酸铁锂电池储能的全生命周期度电成本由1.255元/(kW·
h)降为1.135元/(kW·
h),下降9.56%。
因此,开发新一代的万次级磷酸铁锂电池是降低电池储能电站成本的有效手段。
2.2.4储能时长的影响
抽水蓄能和压缩空气储能等大容量储能技术的储能时间普遍较长,前述计算中,储能时间均为5h,而目前建成的磷酸铁锂电池储能普遍为1~2h的储能时间。
对于磷酸铁锂电池储能,增加储能电池即可增加储能时间,当储能时间分别为1、2、3、4、5h时,其全生命周期度电成本如图4所示。
从图4可以看出:
当储能时间增加时,磷酸铁锂电池储能全生命周期度电成本降低;
当储能时间为5h时,度电成本为0.897元/(kW·
h),与同为5h储能时长的抽水蓄能和压缩空气储能度电成本接近。
图4磷酸铁锂电池储能时间对CLCOE的影响
Fig.4InfluenceofstoragetimeofLiFePO4
3结论
相比抽水蓄能和压缩空气储能,磷酸铁锂电池储能的成本较高。
当考虑充电成本时,储能技术充放电效率对全生命周期度电成本有较大影响。
对于磷酸铁锂电池储能,提高每天的充放电次数可降低度电成本,充放电次数由1次/d提高到1.5次/d,度电成本可降低21.5%。
将电池的循环寿命从5000次增加到10000次,可降低度电成本9.56%。
开发新一代的万次级磷酸铁锂电池是降低电池储能电站成本的有效手段。
增加储能时间也可降低度电成本,储能时间从1h增加到5h,度电成本降低28.5%。
对于调峰应用场景,适合配置长储能时间的电池储能系统,其度电成本与同等储能时长的抽水蓄能和压缩空气储能基本一致。
压缩空气储能的全生命周期度电成本与抽水蓄能相当,其选址受地质限制较小,装机容量可大可小,布置灵活,即可以布置在发电侧,也可以布置在电网侧,甚至是用户侧,当利用“弃风”、“弃光”电量充电时,度电成本优势明显,具有大规模应用前景。
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