充电站储能削峰填⾕⽅案设计测算报告
1、背景
近年来，为推进我国储能技术朝着商业化应⽤发展，国家出台了多项政策。从现有政策解读可知，虽然国家⿎励在⽤户侧建设分布式储能系统，但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；配⽤电侧的电⼒现货市场和⽤户侧参与辅助服务市场等⽅⾯的市场机制尚未真正建⽴，⽤户侧投资建设的储能在此外部环境下仅能通过削峰填⾕，从峰⾕电价差中套利。
图1：储能应⽤于削峰填⾕
⽬前，全国⽤电⼤省的峰⾕价差区间为0.4-0.9元/kWh。据统计，2018年全社会⽤电量排名前⼆的省份是⼴东和江苏，⽤电量分别为5958.97亿千⽡时和5807.89亿千⽡时。⽽其峰⾕价差均⾼于0.8元/kWh，为⽤户侧储能的峰⾕价差套利提供了空间。
在⽤户侧安装电池储能系统常见的有3种应⽤模式，分别是离⽹型⾃发⾃⽤系统、并⽹型负荷+储能系统和并⽹型光伏+储能系统。
离⽹型⾃发⾃⽤系统是⼀个独⽴的解决⽅案，适⽤于没有并⽹或并⽹电⼒不稳定地区，重点解决⽆电区⼈⼝⽤电和海岛供电问题，安装储能装置⽤以保障⽤户供电的持续性，减少⾼成本低负载的线路建设投资。
并⽹型负荷+储能系统是指单纯通过储能电池的充放电过程调节⽤户⽤电曲线，实现削峰填⾕的电池储能系统。从⽤户价值⾓度讲，可通过峰⾕价差实现套利、减少⽤户配电变压配置容量和负载损耗、降低停电损失。
并⽹型光伏+储能系统在光伏发电基础上使⽤储能电池作为机动资源，提升⾃⽤⽐例。在光伏发电量多于系统消纳时，储存盈余电量，并在光伏发电量不⾜时放电。过滤光伏发电的波动性，提升⽤电质量和可靠性。通过建⽴适当的能源调度模型，进⾏更为⾼效的削峰填⾕。
本报告主要探讨并⽹型负荷+储能系统的应⽤模式，具体⽽⾔，负荷主要是充电桩，使⽤场景为储能充电站。
2、储能削峰填⾕⽅案设计
储能⽤于充电站的应⽤场景主要有两种⽅式，⼀种是分布式，即在每台充电桩各配置⼀定容量的梯次储能电池，这种⽅式不需要储能逆变器，但需采⽤兼容直流输⼊的充电模块，充电桩结构设计得为储能电池留出空间，另外，直流输⼊还可能涉及断路器、输⼊接触器等器件的重新选型；另⼀种是集中式，即整个场站配置储能电池，这种⽅式需要储能逆变器，将储能逆变器的直流输出变成交流电接到充电桩输⼊端。⽐较⽽⾔，⼀⽅⾯集中式的储能循环利⽤效率更⾼，更便于集中管理，在储能集装箱中配置空调系统，改善电池⼯况；另⼀⽅⾯不涉及充电桩器件的重新选型和结构的变动，因此本⽅案采⽤集中式的储能⽅式。
图2为储能充电站的系统架构，通常⽽⾔，该系统架构都⽀持光伏等清洁能源的接⼊。光伏接⼊仅需额外投⼊太阳能电池板，通常⽽⾔，充电站都能及时消耗光伏发电，极少存在“弃光”现象。据扬州⽰范场站的反馈，光伏的回收期仅需要3年，显著短于储能的回收期
5~7年，因此，储能充电站通常都会接⼊光伏，形成“光储充”⼀体化场站。
空调耗电量计算
但因为光伏容量有限（常规场站⾬棚顶部配置太阳能电池板规模通常在100kW左右），相⽐储能电池MW级别⽽⾔可以忽略，因此，本报告不对其进⾏测算。
图2 储能充电站系统架构
3、储能系统投资收益静态测算
3.1 储能电池容量计算
如果想充分利⽤储能设备，尽快收回投资，则应按最⼩需求容量配置储能电池（不考虑电池的衰减），
此时电池在⼀年中各⽉都满负荷运⾏，季差容量利⽤率为100%。以江苏某场站今年截⾄9⽉每⽉⽤电情况为例分析，可通过以下公式计算储能电池需求容量。
储能电池容量=⽇均峰时⽤电量/(充放电深度×电池效率×逆变器效率)
图3 储能电池容量需求计算（设每周⽤电6⽇）
从⽤电负荷来看，在不同的季节⽤电⾏为有较⼤差别，最⼤需求容量是最⼩需求容量的3倍。如果想充分利⽤储能设备，尽快收回投资，则应按最⼩需求容量配置储能电池（不考虑电池的衰减）。在此算例中，最⼩需求容量为1458kWh，取1500kWh作为建设容量。此时电池在⼀年中各⽉都满负荷运⾏，季差容量利⽤率为100%。
3.2 储能电池充放电量计算
储能电池的年衰减系数以0.03计算，随着使⽤年数i增加，电池容量的剩余⽐率降低。
江苏省的峰⾕电价曲线为两峰⼀⾕，由图1可知，每天最多可完成“⾕峰”+“平峰”两次循环，但考虑到“平峰”不⼀定能完成⼀个完整的循环，因此需要乘以⼀个平峰折算系数，该系数介于0~1之间，当平峰折算系数取0时，即表⽰每天只进⾏“⾕峰”循环。
则，
当年⾕时充电量=电池剩余容量×年循环次数×DOD电池放电深度×季差容量利⽤率
当年峰时放电量1=当年⾕时充电量×电池充放电效率×逆变器效率
当年平时充电量=当年⾕时充电量×平峰折算系数
当年峰时放电量2=当年峰时放电量1×平峰折算系数
3.3 储能系统投资成本及每年收益
电池储能系统的成本主要包含电池的容量成本、逆变器成本和系统的维护成本。容量成本设定为900元/
kWh。逆变器成本设定为600
元/kWh。系统维护费⽤设定为5000元/年。
初期建设总成本=建设容量×（电池单位成本+逆变器单位成本）
当年收益=（峰价×当年峰时放电量1-⾕价×当年⾕时充电量）+平峰折算系数×（峰价×当年峰时放电量1-平价×当年⾕时充电量）
3.4 储能系统投资收益静态测算
设定的测算条件如下：
1. 建设总容量1500kWh，初期建设总成本按每⽡1.5元计；
2. 电池循环深度按90%计；
3. 每年运⾏按330天计，平峰折算系数设定为0.5，即每年完成330个⾕峰循环+330*0.5个平峰循环；
4. 峰⾕价差0.8元，平⾕价差0.3元计。
结果如图4所⽰，从图4可以看出，当前阶段，储能回收期在6~7年左右。
图4 常规条件下的储能投收益测算结果
当前及未来⼀段时间，电池充放电效率、逆变器效率、电池年衰减系数、电池充放电深度、维护成本不会有太⼤变化，当储能电池容量按最⼩需求容量配置时，季差容量利⽤率等于1，在峰平⾕电价⼀定的条件下，对投资收益影响较⼤的因素主要有：年运⾏天数、初期建设单位成本（电池单位成本+PCS逆变器单位成本）、平峰折算系数，如上图黄⾊标注所⽰。
3.5 初期建设单位成本的考察
设定测算条件如下，考察初期建设单位成本：
（1）建设总容量1500kWh；
（2）电池循环深度按90%计；
（3）每年运⾏按330天计，平峰折算系数设定为0.5，即每年完成330个⾕峰循环+330*0.5个平峰循环；4.2
（4）峰⾕价差0.8元，平⾕价差0.3元计。
结果如下：
（1）初期建设单位成本为1.5元/⽡时，初期建设总成本225万，回收期6~7年；
（2）初期建设单位成本为1.3元/⽡时，初期建设总成本，回收期5~6年；
（3）初期建设单位成本为1.1元/⽡时，回收期4~5年；
上述条件下，初期建设成本为1.2元/⽡时，项⽬回收期正好在5年左右，如图5所⽰。
图5 初期建设成本降⾄1.2元/⽡时的储能投资收益测算结果
4、储能系统投资收益静态测算的数学模型
4.1 最简单的数学模型
不考虑电池容量随时间的衰减，忽略每年的维护成本，假定每年的电价（峰时电价、⾕时电价、平时电价）相同，假定每年的运⾏状况（运⾏天数，平峰折算系数）相同，则
累计收益y1：
y1=k1*a*t
其中，
t表⽰运⾏年份；
a表⽰系统建设容量；
k1表⽰单位容量的电池每年产⽣的收益；
在上述假定条件下，k1、a都是常量，累计收益是时间t的⼀次函数。
投⼊总成本y0：
y0=k0*a
其中，
a表⽰系统建设容量；
k0表⽰初期建设每⽡单位成本；
投⼊总成本是时间t的常量函数。
图6 储能投⼊总成本及累计收益曲线图
项⽬回收年限t
可通过⽅程
y1=y0
求解。
即：
k1*a*t=k0*a
也就是图6中两条直线交叉的年限t。从上⾯的⽅程可以看出，在不考虑电池容量随时间的衰减，忽略每年的维护成本，假定每年的电价（峰时电价、⾕时电价、平时电价）相同，假定每年的运⾏状况（运⾏天数，平峰折算系数）相同的条件下，储能项⽬的回收期与投建规模⽆关。
4.2 各因素的影响
如图7所⽰，随着初期建设每⽡单位成本的下降，投⼊总成本曲线向下平移，项⽬回收期会缩短。
图7 初期建设单位成本下降的影响
其余条件与最简单的数学模型相同，但考虑电池容量随时间的衰减，如图8所⽰，累计收益曲线逐渐向下偏离最简单数学模型的累计收益曲线，项⽬回收年限变长。
图8 电池容量衰减的影响
再考虑每年的维护成本，如图9所⽰，储能投⼊总成本会随着时间略微上翘，但MW级别的充电站，维护成本仅占投⼊总成本很⼩的⽐例，虽然其会延长项⽬回收年限，但影响可以忽略不计。
另外，⼀个很显然的事实是，随着系统建站容量的减⼩，维护成本对项⽬回收年限的影响会逐渐增⼤。
图9 电池容量衰减叠加维护成本的影响
峰、平、⾕电价差会影响最简单数学模型中累计收益直线的斜率。
每年运⾏天数、平峰折算系数的变化会影响横向坐标，在最简单的数学模型中也可以看作对累计收益直线斜率的影响。
5、静态测算存在的问题及解决