Economic Research on Energy Storage Auxiliary Frequency Regulation of Lithium Iron Phosphate Battery for 2 × 600 MW Coal-fired Unit in Guangdong

近年来，广东地区的燃煤电厂通过储能联合火电机组参与调频辅助服务（AGC），提高电厂在调频辅助市场中的竞争力，增加电厂运营的经济效益逐渐成为行业共识。磷酸铁锂电池由于技术成熟度最高，能量密度和功率密度均较好，综合性价比最高，目前成为了燃煤电厂联合储能AGC采用的主流电池技术。

现阶段我国学者针对火电联合电化学储能AGC调频的配置、性能、初步经济性开展了研究。

文献[1]通过Matlab仿真建模，对储能投资进行评估。文献[2]通过仿真计算确定联合调频项目中储能最优容量。文献[3]证明了储能系统对燃煤机组的轴系扭振模态、电力系统稳定器功能、一次调频等基本无影响。文献[4]以广东两台330 MW燃煤机组为例，说明联合储能可显著提升机组的调频性能。文献[5]用一年多的运行结果，证明南方（以广东起步）调频辅助服务市场在激励机组改善调节性能、优化配置调频资源、提高电网安全稳定水平和促进新技术发展等方面起到了积极的作用。文献[6]从国家、区域、省市3个层次剖析近年储能参与调频的补偿机制。文献[7]探索燃气发电企业如何在辅助服务市场转型。文献[8]应用雨流计数法对磷酸铁锂储能电池的使用寿命进行计算。文献[9-11]储能参与火电调频辅助服务市场收益性进行了论述。文献[12]介绍了目前分布式储能的商业模式。文献[13-14]介绍了国外储能参与调频辅助服务市场的制度及经验。文献[15-16]介绍了我国储能参与调频辅助服务市场制度。

在项目决策阶段，电厂储能AGC的建设方或投资方较为关注增加储能后的项目盈利性。但我国调频辅助市场根据当地的电源禀赋，具有很强的地域性特点，处于动态博弈中，收益和成本的确定比较复杂。现有的文献对火电机组联合调频的经济分析主要采用静态分析法，未考虑资金时间价值。

文章就广东地区2×600 MW级燃煤机组联合磷酸铁锂电池储能参与调频辅助服务市场经济性进行研究，选用动态经济指标分析方法。假定2×600 MW电厂联合储能规模为25 MW/25 MWh，采用1C电池，项目建设期半年，2022年投产，运营期为10年。

2021年4月1日，《南方区域调频辅助服务市场交易规则（试行）》（总调市场〔2021〕3 号，以下简称“3号规则”）正式执行。广东省先行启动，按南方区域辅助服务市场新规则进入结算试运行。调频市场补偿费用可分为两种，一是调频里程补偿，二是AGC容量补偿。只有当发电单元在调频市场中标时可获得相应调频里程补偿费用。但只要发电单元提供合格AGC服务，均可获得相应AGC容量补偿费用。

1）里程补偿

发电单元在调频市场中中标且提供了调频服务，则可获得相应的调频里程补偿。调频里程补偿按日进行统计，每月进行结算。“3号规则”中月度调频里程补偿计算公式如下：

式中：

$ {R}_{调频里程补偿,i} $ ——为该发电单元第i个交易周期的调频里程补偿；

$ {R}_{月度调频里程补偿} $——为该发电单元当月的调频里程补偿；

n ——代表在每月调频市场里的总交易周期数量；

$ {D}_{i} $ —— 代表该发电单元在第i个交易周期中所提供的调频里程量；

$ {Q}_{i} $ —— 代表在第i个交易周期的里程进行结算的价格；

$ {K}_{i} $ —— 代表该发电单元在第i个交易周期里的综合调频性能指标的平均值；

m —— 为自市场进入结算试运行起的自然年数；市场进入结算试运行当年m取0。

2）容量补偿

在电能量现货市场启动前，区域内调频市场发电单元AGC容量按照3.56元/MWh补偿，调频市场中标发电单元不再进行容量补偿；现货电能量市场启动后，其调频容量补偿为发电单元留出AGC调频容量产生的机会成本。

发电单元以目前出力点为标准，在≤5 min内向上可调容量最大值与向下可调容量最小值之和作为发电单元AGC容量。发电单元月度AGC容量补偿计算公式如下：

式中：

m ——表示每月总调度时段数；

$ {C}_{j} $ ——表示该发电单元在第j个调度时段的AGC容量；

$ {T}_{j} $ ——表示该发电单元在第j个调度时段调频服务时间；调频服务时间；

S ——表示AGC容量补偿标准。

3）AGC调频里程

AGC调频里程就等于发电单元在响应AGC控制指令后，最后完成响应时的实际出力值与响应指令时的名义出力值的差，且本差值应为绝对值。在一时间段内的总调频里程就等于此时段内发电单元响应AGC指令的所进行的调频里程之和。

根据“3号规则”，综合调频性能指标用k值表示，其含义为发电单元相应AGC指令的综合性能表现，计算公式为：

1）调节速率$ {{K}}_{\mathrm{I}} $

$ {K}_{{\rm{I}}} $指发电单元响应AGC控制指令的速率，计算公式如下：

燃煤机组的标准调节速率按照额定功率的1.5%/min计算，额定功率为600 MW，因此平均标准调节速率应为9 MW/min。调频资源分布区内AGC发电单元平均标准调节速率(p.u.) 按“3号规则”要求，$ {{K}}_{\mathrm{I}} $上限为3，在市场范围内AGC发电单元平均标准调节速率每个自然年1月1日更新一次，本测算取5 MW/min。按照目前南网调频市场的K值计算规则，储能接入后对应的$ {{K}}_{\mathrm{I}} $在1.8左右。

2）响应时间$ {{K}}_{\mathrm{I}\mathrm{I}} $

$ {K}_{{\rm{II}}} $指发电单元响应AGC控制指令的时间延迟，计算公式如下：

由于储能系统具有快速精确出力调节能力，在电网AGC调度指令下发时刻，即使存在路径上的各种延迟，如通讯、采样和控制，也可保证系统总体响应时间控制在15 s以内，对响应时间指标$ {K}_{{\rm{II}}} $不应低于0.95。

3)调节精度$ {K}_{{\rm{III}}} $

$ {K}_{{\rm{III}}} $指发电单元响应AGC控制指令的精准度调，计算公式如下：

发电单元允许调节误差为机组额定容量的1.5%，为9 MW。储能系统的出力调节远优于对机组额定调节精度的要求,其误差小于其额定功率的3%，即假设额定功率为25 MW的储能装置出力调节误差<0.75 MW。储能系统在与燃煤机组联合运行过程中，可以缩小燃煤电机组的稳态调节误差，从而改善系统联合运行的调节精度。考虑储能系统需要联合火电机组运行，预计可以将调节精度指标$ {{K}}_{\mathrm{I}\mathrm{I}\mathrm{I}} $稳定在0.9左右。

4）综合调频性能指标$ {K}_{{\mathrm{III}}} $

结合以上对$ {K}_{{\rm{I}}} $、$ {K}_{{\rm{II}}} $、$ {K}_{{\rm{III}}} $的预测，储能系统接入燃煤机组后，在进行机组控制优化的基础上，K值可以由原来的平均0.5~0.6提升到1.35左右。

1）调频里程估算

根据广东省同级别燃煤机组增加储能调频后的运行数据，在运营期第一、二年日调频里程可按10 GW计。但可以预见随着竞争的加剧，后几年里程将逐渐减少。考虑到第三、四年调频里程降低至9 GW，第五年起各年日调频里程为8 GW。

2）里程结算价格估算

“3号规则”规定的报价上下限为15元/MWh和5.5元/MWh。里程结算价格在储能运营第一年按12.5元/MWh，后期考虑里程结算价格可能会有一定程度的下降趋势，按照前5年每年下降0.5元/MWh，后5年维持不变进行计算。

3）机组年化K值

本工程计划投产的时间是2022年，“3号规则中规定于2021年4月1日实施，则2021年m取0，2022年m为1，根据公式（1），则运行第一年的年化K值为$ \sqrt[2]{K} $，第二年为$ \sqrt[3]{K} $，以此类推。

4）容量补偿收入

发电单元的AGC容量确定规则为本发电单元以当前出力点为标准，在≤5 min范围内向上可调的容量与向下可调的容量之和。本机组调节速率为机组额定容量的1.5%/min，则5 min单向可调容量为单机容量的7.5%，即为45 MW，双向为90 MW，容量补偿标准为3.56元/MWh（未中标）。按照现有运行的出清价格及中标概率，每天有16 h进入调频模式，则有8 h为未中标时间，每日容量补偿收入估计为：

5）机组年运行时间

考虑运营期检修与停运时间，机组年运营300 d。

6）建设成本估算

有关资料显示近年光伏、风电等新能源磷酸铁锂电池储能建设成本在1.5元/Wh左右。但与新能源侧储能不同，火电AGC储能需要增加更多的PCS设备、ACG系统，对开关切换时间要求更短，调频性能更加灵敏，且涉及到电厂侧改造，导致储能价格水平较高。本测算案例假设在广东省内，采用1C电池，配置容量为25 MW/25 MWh，火电AGC磷酸铁锂电池储能项目静态投资约3.12元/Wh，如表1所示。

7）电耗成本估算

储能调频系统运行损耗包括2个组成部分：储能系统充放电损耗和储能系统辅助用电损耗，具体有储能电池充放电损耗、双向功率变换装置损耗、380 V/6 kV升压变压器损耗、主功率交直流电缆回路损耗等。

本项目储能电池采用磷酸铁锂电池，电池充放电能量效率取 95%；双向功率变换装置效率大于 97%；380 V/6 kV升压变压器损耗按1%计算，交直流电缆回路损耗按 1%计算。计算储能系统全回路充放电能量效率如下：

参考国内同类项目实际运行测量数据，储能系统长期运行负荷率50%，即长期运行平均功率为12.5 MW，有一半的时间处于调频中标状态。以储能系统年运行300 d计算，则储能系统年运行平均充放电损耗为：

储能系统辅助用电损耗主要为储能电池和双向功率变换装置冷却用电，还包括控制用电和照明用电等。根据本项目辅助系统设备配置，储能系统辅助用电功率约800 kW，按50%平均运行负荷考虑为400 kW，年辅助用电损耗电量：

则储能系统接入后发电机组年厂用电量增加：

每年消耗电量折算成费用（电价按广东省电厂上网标杆含税电价475元/MWh 计算）：

8）运维费估算

运维费包括运维人工费、设备维护、检修材料费等，按100万元/年估。另外考虑电池充放电次数和寿命，预计在第五年更换一次电池，五年后电池更换费用0.4元/Wh。由于更换电池总费用较高，考虑进行资产化处理，按直线法4年进行折旧，残值率5%。

9）调频考核分摊费

根据广东省部分燃煤机组在调频市场的考核费用数据，按机组容量和发电量粗略计算，每年分摊费用为720万元。

由于市场的调频容量不确定性、储能调频项目投运增加带来的中标不确定性以及政策变动等多重风险因素，目前业内的火电AGC储能广泛采用合同能源管理模式，类似BOOT模式，投资风险主要由投资方承担。它主要由项目投资、收益分成比例、每月份额费用承担比例、运营期限及移交方式等部分组成。电厂通过招标形式确定一家投资方。由投资方承担项目建设投资、土地租金、运维费用、系统耗电费用、税金等成本，电厂提供土地、水源、电源接口。扣除调频补偿分摊费用之后，投资方与电厂方按前一定比例分成，如前5年75∶25分成，后5年60∶40。此模式下建设和运维风险主要由投资方承担，但ACG的收益也将与投资方分享。

如上所述，若采用合同能源管理模式，投资方与电厂方按前5年75∶25分成，后5年60∶40分成，项目在2022年投入运行，从投资方角度进行项目融资前分析，所得税前项目投资内部收益率（IRR）为9.30%，投资回收期为5.96年；所得税按25%计，所得税后内部收益率为7.45 %，投资回收期6.34年；若考虑80%的直接由银行贷款融资，资本金20%，长期贷款利率4.65%，短期贷款利率3.85%计算，项目资本金内部收益率11.39%。

基础方案的静态投资为3.12元/Wh，对应静态投资8 000万元，贷款利息按74.4万元考虑，可抵扣增值税720万。由于预计磷酸铁锂电池价格逐年下降趋势，只考虑总投资降低情形下经济指标变动情况。当其他条件不变，总投资额下降10%、20%、30%、40%、50%时，投资方的资本金内部收益率分别提高到19.90%、32.19%、51.15%、80.15%、124.12%。表2投资水平变动经济指标表。可见项目总的投资水平的变化对储能项目经济性影响较大。

根据机组年化K值计算规则，投运的自然年越后，计算的年化K值会越小。其他条件不变，预计在2026年投运时，合同能源管理模式的资本金（20%）内部收益率将降低到8%以下，对于投资方将缺乏收益吸引力。表3为2022年—2027年投运经济指标表。但若储能站建设成本能降低到3元/Wh，则资本金内部收益率依然可保持在11.39%水平。由于储能站设备成本占比70%左右，且储能电芯的成本有下降趋势，则0.2元/Wh的成本降低主要依靠储能设备费用的降低。

在合同能源管理模式下，通过增加投资方的成分比例，也可提高其投资收益。表4是不同分成比例下投运经济指标表。预计随着调频收益逐年降低，投资方的分成比例将有一定上升以保证合同能源管理模式下对投资方的吸引力。

文章分析了在新的调频政策下，广东区域典型2×600 MW燃煤机组联合磷酸铁锂电池储能，采用合同能源管理模式时，从投资方角度考虑收益、成本和动态经济效益情况。

在南方区域调频辅助服务市场有效激励下，预计在四年内，即使年化k值将逐年下降，区域内的火电调频新能上升，出清的量减少，现有的合同能源管理模型下依然对储能的投资方有吸引力。这主要是一方面储能站建造成本，设备成本降低，一定程度上可抵消收益下降的不利影响，另一方面，由于项目调频总收益水平下降，投资亏损风险提高，储能投资方可以争取到更高的分成比例。