儲能電站在電力系統(tǒng)中的作用:調峰、黑啟動、需求響應
2018年11月19日，平頂山市首個電網(wǎng)側儲能項目——趔山儲能電站已成功并網(wǎng)，標志著電網(wǎng)側儲能項目技術應用在平頂山正式落地。該項目位于110千伏趔山變電站內(nèi)，功率為4.8兆瓦、電池容量為4.8兆瓦時，采用全預制艙式布置，選用磷酸鐵鋰電池，通過10千伏電纜線路接入電網(wǎng)側。趔山儲能電站將作為平頂山電網(wǎng)側的儲能電站在電力系統(tǒng)可以為電網(wǎng)運行提供調峰、黑啟動、需求響應等多種服務，有效實現(xiàn)電網(wǎng)削峰填谷，緩解高峰供電壓力，促進新能源消納，為電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行提供了新的途徑。
本系列文章將詳細分析儲能電站在電力系統(tǒng)中的各個作用，本文主要討論調峰的作用。
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電力系統(tǒng)為什么需要調峰？
電力系統(tǒng)主要由發(fā)電側和用電側組成的。我國的發(fā)電側有水力發(fā)電，火力發(fā)電，核能發(fā)電，以及太陽能、風力等新能源發(fā)電等等，用電側主要是工廠、企業(yè)、商場、家庭等等。還有一部分設施，既可以用電也可以發(fā)電，這個就是儲能電站。發(fā)電側和用電側不一D是平衡的，工廠、企業(yè)等負荷一般是白天用電多，晚上少，家庭負荷一般是白天用電少，晚上多，但總體說來，白天是用電高峰，晚上是用電低谷。而水力發(fā)電、火力發(fā)電、核能發(fā)電一般都是大型發(fā)電機組，設備一旦開動就不能隨便停下來，太陽能、風力等新能源是根據(jù)環(huán)境和氣候來發(fā)電的，發(fā)電不穩(wěn)定，隨時都有變化。因此需要在負荷高峰的時候，增加發(fā)電機的出力；在負荷低谷的時候，減少發(fā)電機出力，甚至停掉某些機組。電力系統(tǒng)中有些發(fā)電機是專門用來進行調峰的，稱為調峰機組。
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電力系統(tǒng)有哪些調峰方式？
根據(jù)電力系統(tǒng)要求，調峰設置應該在負荷低時能消納電網(wǎng)多余的電能，在負荷高峰時能增加電能供應，設施應該具備靈活、啟動快等特點，目前可供電力系統(tǒng)調峰的電源有:
（1）抽水儲能機組調峰。抽水蓄能電站有上下兩個有一D高度落差的水庫，在電力負荷低谷時的抽水至上游水庫，在電力負荷高峰期再放水至下游水庫發(fā)電。又稱蓄能式水電站。它可將電網(wǎng)負荷低時的多余電能，轉變?yōu)殡娋W(wǎng)高峰時期的高價值電能。抽水蓄能優(yōu)點是技術成熟可靠，容量很大，可以消峰填谷，設備投資不大，效率通常為70%-85%，缺點是選址比較困難，占地面積大。
（2）發(fā)電機組調峰。包括燃煤火電機組和燃氣輪機組，機組負荷特性可調，在負荷高峰時提高輸出功率，在負荷低谷時降低輸出功率。發(fā)電機組調峰的優(yōu)點是占地面積小，初期投資少，效率高，缺點是火力發(fā)電廠響應較慢，從鍋爐起爐到汽輪機并網(wǎng)發(fā)電時間較長，負荷低谷時不能消納電網(wǎng)電量。
（3）儲能電站調峰。發(fā)電企業(yè)、售電企業(yè)、電力用戶、電儲能企業(yè)等投資建設電儲能設施，可以在發(fā)電側建設的電儲能設施，或作為獨立主體參與輔助服務市場交易；或者在用戶側建設的電儲能設施，可視為分布式電源就近向電力用戶出售，作為獨立市場主體，深度調峰。儲能電站調峰占地面積少，消峰填谷效果明顯，反應時間快，缺點是前期投資大，蓄電池壽命短。
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儲能電站如何參與調峰？
國家鼓勵在集中式新能源發(fā)電基地配置電儲能設施，參與調峰輔助服務，10MW以上的電儲能設施，接受電力調度機構統(tǒng)一調度，建設在發(fā)電廠的儲能設施(儲電、電供熱儲能)，可與發(fā)電廠聯(lián)合參與調峰，也可以獨立主體參與調峰。其中，建設在風光電站的電儲能設施，優(yōu)先考慮風光電站使用后，富裕能力可參與輔助服務市場，用戶側儲能設施（儲電、電供熱儲能）僅可參與深度調峰與啟停調峰。建設在發(fā)電廠的儲能設施，放電電量按照發(fā)電廠相關合同電價結算，用戶側儲能設施，按市場規(guī)則自行購買電量，放電時，可就近向電力用戶出售電力獲得收益，充放電4小時以上的電儲能裝置參與發(fā)電側啟停調峰，視為一臺Z低穩(wěn)燃功率相當?shù)幕痣姍C組啟停調峰。
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儲能電站參與調峰投資收益計算
儲能Z終是否能在調峰輔助服務市場獲得推廣應用，Z直接的制約因素還是在于其經(jīng)濟性。儲能電站的投資收益來自兩塊，一是峰谷電價差的收益，二是調峰補償?shù)氖找妗?/strong>下面以南方電網(wǎng)為例，來計算一個儲能電站的投資收益。
2018年1月，南方監(jiān)管局發(fā)布《南方區(qū)域電化學儲能電站并網(wǎng)運行管理及輔助服務管理實施細則（試行）》，本細則適用于南方區(qū)域地市級及以上電力調度機構直接調度的并與電力調度機構簽訂并網(wǎng)調度協(xié)議的容量為 2MW/0.5 小時及以上的儲能電站。儲能電站根據(jù)電力調度機構指令進入充電狀態(tài)的，按其提供充電調峰服務統(tǒng)計，對充電電量進行補償，具體補償標準為 0.05 萬元/兆瓦時。
廣州電網(wǎng)峰谷平時段劃分如下：
假設儲能系統(tǒng)在谷段或平段充電，峰段將電全部放光，高峰放電時獲得售電收益，谷段和平段的充電視為參與輔助服務市場調峰，獲得調峰收益。則一套儲能系統(tǒng)在上述時段劃分下，一天可進行2次滿充滿放。
如布置一套20MW/5h的儲能系統(tǒng)，并假設其放電時上網(wǎng)電價采用風電上網(wǎng)電價核算，則其參與調峰的總收益計算如下。
1）每天調峰收益
每天可下調電量40MWh，按照具體補償標準為 0.05 萬元/兆瓦時計算，其每天的補償費用為：
深度調峰費用=40MWh*500元/MWh=20000元
2）每天售電收益
儲能高峰放電，平谷時充電，按綜合價差0.6元/kWh計算。假設所存電量高峰期都能出售，且充放電效率為80%，每天的售電收益為：
售電收益=40MWh*1000*0.6元/kWh*0.8=19200元
3）全年收益
考慮到節(jié)假日，全年按300天計算，低充高放，則全年收益為：
全年收益=（20000+19200）*300=1176萬元
4）投資回收期
2018年下半年，儲能蓄電池價格大幅下降，儲能系統(tǒng)成本從 3000元/kWh下降到2000元/kWh左右，考慮其他建設、人力、運維成本，按2400元/kWh 計算，20MW/5h的儲能系統(tǒng)總成本為4800萬元（2400元/kWh×2000kWh）。則整個系統(tǒng)的投資回收期為4.08年（4800萬元/1176萬元）。
每天2次循環(huán)，4.08年共計循環(huán)2448次（2次×300天×4.08年），鋰離子電池、鈉硫電池、液流電池和鉛碳電池的循環(huán)壽命基本都能滿足此要求。