中国储能网讯：4月24-26日，由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会主办的第九届中国国际储能大会在浙江省杭州市洲际酒店召开。在4月26日下午的“储能成本&投融资专场”专场，科华恒盛新能源事业部高级技术经理张依铃女士在会上分享了主题报告《储能投资收益影响因素探讨》，以下为演讲实录：
张依铃：大家好，我是科华恒盛的张依铃。我的演讲分为三部分：首先是储能系统技术概述，然后是储能投资收益分析，最后是科华恒盛在电网侧、用户侧的储能经验分享。
其实大家对储能系统肯定都不陌生。储能系统主要的应用领域在发电侧、电网侧和用户侧。在发电侧，储能系统可以配合我们的光伏发电还有风力发电做一些弃风弃光以及平滑发电曲线，还可以做一些联合调频的电力辅助服务。在用户侧，做一些削峰填谷、需量管理、应急供电的应用。我们现在的电池主要的技术路线有三种。一种是铅碳电池，目前在用户侧使用的量比较大。取决于铅碳电池安全性能比较高，但是它的循环性能相对来说稍微差一点。磷酸铁锂电池在电网侧应用比较主流一点。因为磷酸铁锂安全性相对三元电池更高一点，循环性能和能量密度都不错。三元锂电池能量密度很高，但是相对来说安全性能比较差一点。如果对安全性能比较关注，三元锂电池需要做一个安全考虑。
我们的电池管理系统是必不可少的。要提高电池在储能使用中的性价比。现在主要的BMS的应用主要分为三级架构，主流技术路线都是三级架构。对单体、电池簇以及电池堆分级管理。主要是电压、电流、SOC、SOH进行管理。电池是直流电，连接到电网必不可少的就是PCS。PCS就是将直流电转换为交流电，再转换为直流电，就是双向变流器。现在市面上有隔离型的，可能多用于用户侧。还有一些非隔离型的，用于发电测和电网侧。还有一些单级拓扑和双级拓扑。还有包括在这次会议中也听说了很多新的技术路线，比如不需要变压器可以直接升压。PCS关键技术主要是并网运行和离网逆变包括并离网之间的切换还有多机并联的技术以及VSG虚拟同步机技术。最后，是储能系统必不可少的一个管理系统就是EMS。一个就是采集层，对于储能系统里面的设备进行采集。接下来就是通讯层，还有站控层，实现策略的运算和指令的下发。
讲了储能系统的技术之后分析一下储能系统的投资收益。首先和大家分享一下发电侧的应用。发电侧像刚才讲的，一个是光伏和风电做一个配合。这是交流侧拓扑，储能系统还有光伏系统和风电系统在交流侧并入。还有一些在子阵单元中加入DC/DC设备。它的收益差不多，主要两个收益多。一个是弃风弃光的应用，还有国家对于风光发电的考核。我们目前这边主要查了一些数据，在西北的五省中，平均弃风率达到16.21%，尤其新疆和甘肃省，新疆弃风率达到了23%的数据。甘肃是19%。我们在西北五省弃光率平均下来达到了8.91%。基于这样的数据，储能就可以来配合我们的光伏和风电做一个弃光弃风的应用。通过储能系统存储起来到晚上再把这部分电量送上电网获取一个收益。
第二点国家对于光伏和风电的考核。一个是关于功率预测曲线的考核。这种考核首先第一点，预测上传率必须大于95%。第二第三点比较关键，对于光伏电站还有风电站的日功率预测曲线以及超短期功率预测曲线的考核。如果考核未达标都要对光伏电站进行一个罚款。储能系统就可以通过能量管理系统获取当天光伏电站的预测曲线以及光伏电站目前的发电情况。再来配合做一些充放电的策略来获取收益。
这是我们公司有参观过一个光伏发电厂了解到的情况。绿色曲线就是光功率的预测曲线，红色曲线就是实际发电功率曲线。在光伏发电高峰期的时候，将近40%的电是限发的。包括阴雨天情况下，实际发电曲线和功率预测曲线相差很大。这种情况下，通过综合分析可以考虑投入一个2MW/10MWh的系统。我们可以把弃光收益在11年当中基本上可以做到2975万。这只是一个粗略计算。如果是考核收益，当时风电厂了解到每个月对于这部分考核有将近14万的罚款。11年中我们的考核罚款达到1800多万。这样对比下来，考核收益和弃光收益已经差不多持平了。我们来看一下这边的主要因素。一个是当地光伏电站的现发比例还有当地的上网电价。这边做了比较简单的运算，当上网电价上涨20%，回报率降至19%。在这样的项目当中，像国家对光伏还有风电的考核越来越严格。这样的项目也有一个风险，假设如果以后光伏电站和风电厂弃风了，也有投资的风险点。
这是我们在发电侧和火电厂做一个联合调频的应用。这样的项目应用中主要是因为当电网给我们下了一个指令之后，AGC系统由火电厂和储能系统配合输出一定的功率。由于储能系统具有快速响应的能力就可以提升火电厂AGC的性能。这是我们国家政策对于火电厂考核的一个AGC考核。AGC如果指标达不到，就要被考核。如果指标达到了就可以得到奖励。一来一回整个电厂的收益就会相差很大。目前AGC考核主要是这几个因素，一个是可利用率，就是AGC的可利用时间。这和储能关系不是很大。接下来看一下KP值，一个是调节速度还有精度还有响应时间。如果当我们火电厂没有加入我们储能系统的时候，它是我们左边这条蓝色的曲线，加入储能系统的时候，输出曲线就变成红色的曲线。从K1K2K3值来看，储能系统通过提高这三个值从而提高Kp值。整个政策就给你一个补偿，就是调节深度乘以Kp值和补偿的标准。这是我们做的一个比较初步的预算。当我们火电机组选择300MW的机组，投入9MW/4.5MWh的储能电站，因为调频主要一个快速响应。我们的电池容量不要放太多但是倍率要做到2C。我们可以把Kp值提升到4.5的时候整个投资回报率收益是非常可观的。
主要影响因素一个是储能投入后的调节深度有没有这么多。主要风险点在于如果加入储能之后而电网不再调度这台机组，整个储能收益就会很可怕。还有一个原机组的Kp值，我们会选择比较老旧的机组，原来性能不太好。加入储能之后收益更可观一点。还有政策对于补偿金额，山西电网可能能给到15块钱，后来降到10块钱。后来开始市场化竞争，整个补偿金额降下来之后整个火电厂联合调频的收益也会降下来。联合调频的步伐也随之放慢。
这是我们对于用户侧储能的分析。在用户侧，电网有电的时候PCS做一些削峰填谷的应用。我们的储能系统给厂区里面的主要负荷来供电，主要大头是削峰填谷的收益，如果变压器的需量情况比较特殊也可以通过控制这个。还有负荷平滑还有应急供电这样一些隐形收益。目前相对来说峰谷差价比较好可能集中在北京、江苏和上海。这边是对现在北京、江苏、上海峰谷差价做的调整。江苏的工业差价会好一点，大概有0.75元。上海和浙江的大工业的电价差，上海的大工业电价差也不错，有0.76。这是我们针对杭州地区做的一个初步峰谷预算。这边有一个隐形的因素，能不能做一些需量的调节。这边对需量没有做详细的计算，主要是峰谷差价的计算。在峰谷差价，因为杭州当地的尖峰时刻是两小时。假设配500kW和1.25MWh的系统，这样算下来其实投资和收益的成本并不能做到一个很好的很可观的投资收益。在这样的系统中主要影响因素可能是设备的一些充放电效率还有设备成本。
如果在这样的系统中，比如杭州的峰谷差价可以达到江苏的水平，我们的回报收益就能达到11%。如果我们设备成本降低，投资收益率也会可观一点。在这样的一个用户侧的储能系统当中，我们也要注意，大部分都是走合同能源管理的模式。可能就要寻找一些资质比较好的运营状况比较好的业主进行合作，可以降低项目的风险。
总结下来说，在发电侧和用户侧储能系统未来还要看一下国家的政策或者当地的政策。如果国家未来对光伏和风电厂的考核越来越严格或者国家对光伏和发电的弃风弃光比例加大或减小，或者对储能有补贴或激励政策，都会影响大家对储能系统的关注。第二点，把储能系统的成本降低下来，才能真正使储能系统蓬勃发展。未来如果储能系统尤其在电池这一块成本能降下来的话各行各业都会对储能更加关注。最后对设备厂家来说，可能是不断地来提高PCS性能，不断提高电池循环次数。这也是我们未来做储能的一个目标。
最后，和大家分享一下科华恒盛在储能上做的一些应用案例。科华最近也在不断地在储能中做了一些努力和探讨。我们在发电侧配合甘肃180MW/720MWh大规模储能电站建设。我们提供了500kW的PCS，作为核心供应商。PCS要求具备VSG的虚拟同步机技术。这是明阳大庆风电储能项目，未来如果电网对风力发电的曲线有考核的情况下，可以通过加入储能来应对这样的情况。这是一台风机设置了一个储能系统。当时科华恒盛整个项目地也是在零下35摄氏度，但是科华的产品在极端情况下运行得很不错。这是和南方电网合作的直流母线光储项目。做了一个直流微网的系统。这是和河南电网作做的一个100MW的项目。当时科华也是提供了630kW功率段的PCS。这是湖南电网60MW的项目，科华作为系统的集成商，提供了1MW储能升压一体系统解决方案。
这是在用户侧做的案例，这是我们配合移动储能车的电池组。因为放在那边没有什么用，考虑到峰谷差价，用这些电池来做一个削峰填谷。这是配合电池厂家做的，因为很多电池厂家可能库存有一些电池。因为功率密度的原因不能放在乘用车上来使用，如果放在库存里面长时间堆积自放电率比较高，性能会越来越不好。很多电池厂家可能会选择在电池园区里面上一些项目，做一些削峰填谷。包括做整个系统集成，从PCS到集装箱。这是和台湾台塑合作的工商业侧的储能项目。这也是为台湾用电紧张的地区提供储能接入系统。以上就是我的报告，谢谢大家！
