中国储能网讯：评估用于调峰服务的电池储能系统成本竞争力
如果忽略运营备用服务，用于调峰的电池储能系统将会获得两个价值来源（或收入）：容量价值和能量时移价值。
容量价值是指与提供储能容量相关的货币价值。这种在需要时提供可用容量能力是该价值的关键组成部分，因为它决定了提供与传统发电设施相同的电力服务所需的持续放电时间。在美国大部分地区，对于容量需求是由各州和市场监管机构以及当地电网运营商共同确定的。
2018年，美国联邦能源监管委员会发布了第841号命令，其中包括要求该委员会管辖下的所有独立系统运营商和区域输电组织满足以下的持续放电时间要求，如表3所示。
表3.美国各区域市场部署的储能系统的持续放电时间要求
根据表3可以看出，除了电网运营商PJM公司的服务区域之外，其他地区的持续放电时间的要求都是4小时或更短时间。然而，一些地区对持续放电时间的要求也存在一些分歧，而持续放电时间的要求对于储能系统成本竞争力有着显著影响。
表3中的持续放电时间要求用于规划目的以及容量市场。因此，持续放电时间4小时的电池储能系统需要以与传统天然气发电设施相同的成本来提供容量服务。图7显示了储能系统容量的总价值和边际价值，假设需要4小时持续放电时间，容量付款为90美元/kW.年。
图7.储能系统提供容量价值，假设需要4小时的持续放电时间和90美元/kW.年的容量付款
在图7中值得注意的是，作为持续放电时间函数的容量值只增加到电网运营商或监管机构要求的持续放电时间。在这一示例中，对于这个特定服务，持续放电时为6小时的电池储能系统并不会比持续放电时为4小时的电池储能系统获得更多价值或收入。该图还表明，在容量充足的地方，储能系统提供的额外容量价值可能非常低。因此，在需求增加时，电池储能系统或其他峰值容量来源在短期内不一定具有成本竞争力。
除了容量价值之外，图8显示了使用了在两个区域批发市场部署的储能系统能量时移的年度价值的2019年数据。虽然其价值由于所在位置和输电限制等因素有着很大差异，但作为持续放电时间函数的价值的总体趋势是相似的。该图表明，储能系统在第一小时的价值最高，因为在市场中套利最大。随着价差的减小，这种增量值迅速下降，在超过大约10小时的容量之后接近零。
图7和图8中的价值组成部分的组合可用于估算总值，如图9(a)所示。在这个例子中，大部分收入来自容量价值而不是能量时移，如图中灰线所示，它代表来自容量总价值的一部分（假设需要4小时持续放电时间才能获得90美元/kW-年的容量付款）。此外，一旦满足持续放电时间的要求，能量时移的价值在超过4小时的增量非常小。这种组合推动储能系统的经济性能作为持续时间的函数，如图9(b)所示，就其B/C比作为持续放电时间的函数而言，使用了图3中所示的锂离子电池储能系统的成本曲线。
图9.使用图3中的电池储能系统成本来假设持续放电时间要求为4小时，提供峰值容量的电池储能系统总价值和边际价值以及B/C比率示例
在这一示例中，B/C比率仅在持续放电时间4小时的点上增加，在该点的边际收益将下降，因为与容量相关的值降至零（如图7所示）。而超过4小时附加的时长增量值仅等于能量时移增量值（图8）。因此，一旦满足提供特定市场服务的设备的最短持续放电时间，额外持续时间的回报将会迅速递减，这表明随着储能部署用于各种应用程序的过渡点。在此示例中使用图3中的2020年成本估算值，并在没有额外激励或价值来源的情况下，最大B/C比率低于1。但是，使用2024年的成本估计值，在没有任何额外激励措施的情况下，B/C比率大于1。
这个简化的例子通常与参考文献一致，参考文献发现与储能容量相关的价值与能量时移相关价值相比更高。然而这个结果取决于市场结构。在实际应用中，应该考虑到不断变化的发电组合、对新容量的实际需求，以及限制峰值需求期间更高价格的市场规则，而确定长期的容量价值和能量时移价值（用于适当比较储能系统与替代方案）非常复杂。实际估计能量时移的价值（以及其他潜在的好处，如电网拥塞管理）需要按时间顺序模拟来确定不同发电资源的运行方式，这些模拟通常可以揭示与传统发电资源相比的额外价值，这些可以导致储能系统具有更高的整体价值。
无论采用何种方法，电池储能系统提供峰值容量的成本竞争力都有明显的提高（即使没有与这些市场饱和之前与运营备用相关的额外价值）。这种成本竞争力通过在与可再生能源发电设施混合部署获得潜在机会。混合部署的主要优势（主要是与太阳能发电设施配套部署）可以利用联邦投资税收抵免。其额外的好处可以与降低的成本相关联，其中包括选址、许可和共享组件方面。总体来说，储能部署的吸引力体现在拟议混合部署储能项目不断增长的队列中，并且这些拟议项目中的很大一部分包括持续放电时间4小时的储能系统，这反映了当前市场对于持续放电时间要求带来的影响。
第二阶段的限制：能源和容量价值下降，以及可再生能源部署的影响
由于调峰容量的市场规模大于运行备用的需求，第二阶段储能部署的潜力比第一阶段大得多。美国约有261GW的专用调峰容量，预计未来几十年将有数百吉瓦的传统发电设施退役，其中包括大量的峰值发电设施。一些峰值发电设施退役是由政策驱动的，例如影响空气质量和违反冷却水法规，还有一些峰值发电设施退役是由于老化或工作寿命到期。然而，由于作为能源和容量价值的下降，部署的持续放电时间为6小时或时间更短的电池储能系统只能满足调峰容量的一小部分。随着电力需求的增长，峰值期将变得更长，已经部署的储能系统可能无法满足增长的峰值需求。与此同时，额外部署的储能系统减少了峰值需求期间和非峰值需求期间价格之间差异，从而减少了套利/时移收益。
图10在模拟场景中说明了这一概念，其中加利福尼亚州部署了充足的持续放电时间为4小时储能系统，以满足每年约8%的峰值需求。在本例中，储能系统将峰值需求期间扩展到约6小时，这意味着持续放电时间为4小时的储能系统只能满足三分之二的峰值期需求期间的容量。这种部署还将显著降低储能系统的能量时移价值。
第二阶段的限制基于随着储能部署而下降的能量时移和容量价值。然而，与太阳能发电设施(PV)混合部署的协同效应可能会显著增加第二阶段储能部署。太阳能发电设施可以通过改变能源需求的形态来增加储能系统能量时移和容量价值。
图11说明了太阳能发电设施如何缩小净负载峰值。该示例从2013年峰值期间加利福尼亚州的正常负荷中减去模拟的太阳能发电量。这种协同作用不需要将太阳能发电设施或储能设备共址部署在一起，因为其影响是整个系统的。然而共址部署也有一些好处，最显著的是储能系统可以获得与联邦投资税收抵免相关财政激励，以及共享的基础设施和硬件的成本降低。因此，第二阶段的大部分部署主要与太阳能+储能混合部署项目相关。
图12说明了太阳能发电设施部署如何增加4～6小时的储能系统装机容量来抵消容量要求，并显著扩展第二阶段。在当前的太阳能发电量的水平下，在美国部署装机容量约为40GW持续放电时间为4～6小时储能系统时，扩大的峰值需求期间将开始显著降低额外储能系统满足峰值需求的能力。然而，当太阳能发电设施提供约20%至25%的电力时，第二阶段储能部署的装机容量将具有增加到100GW部署潜力。
图12.第二阶段的潜在机会：美国部署持续放电时间为4～6小时电池储能系统的潜力
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