用戶側電池儲能系統的成本效益及投資風險分析

潘福榮， 張建赟， 周子旺， 張 興， 鄭旭初

（1． 國網浙江省電力有限公司寧波供電公司， 浙江 寧波 315000；2． 浙江優能電力設計有限公司， 浙江 寧波 315100）

0 引言

儲能系統按照安裝位置的不同， 可分為發電側儲能、 輸配電側儲能和用戶側儲能， 相對前兩者， 用戶側儲能系統的單體項目相對更小， 也更接近電力用戶。 截至2017 年底， 用戶側儲能占全部應用規模的27%， 其中工商業削峰填谷占用戶側儲能的73%， 是目前中國唯一進入商業化運行的電池儲能領域[1]。

當前， 已有相關文獻對用戶側儲能的經濟性進行了研究[2-13]。 文獻[2]通過分析與計算， 確定了儲能產品的目標成本， 分析了降低成本的主要途徑。 文獻[3-7]在成本方面只考慮了投資成本和年運行維護費用， 沒有考慮置換成本、 廢棄處置成本。 文獻[3]考慮了用戶側電池儲能系統在減少用戶配電站建設容量和降低購電費用方面為用戶帶來的經濟價值， 對上海地區某企業安裝的鈉硫電池儲能系統進行了分析， 但沒有定量分析各影響因素對儲能經濟性的影響。 文獻[4]雖然考慮了儲能系統在減少電網擴建容量、 削峰填谷降低總網損成本、 低儲高發套利、 作為新能源發電備用容量和提高可靠性效益5 個主要方面的經濟價值，但沒有區分利益主體。 文獻[5]建立了包括發電側、 電網側、 用戶側以及政府補貼的儲能電站收益計算模型， 但用戶側經濟效益只考慮了減少電量電費。 文獻[6]建立了評價儲能系統投資經濟性的數學模型， 但只從削峰填谷方面分析了儲能系統的效益。 文獻[7]結合大型企業用戶對電能質量和用電可靠性的需求， 對配置柴油發電機和電池儲能進行了成本/效益分析。 文獻[10]分析負荷側電池儲能系統在延緩設備投資收益、 直接收益、環境效益、 政府補貼4 個方面的經濟價值， 但成本方面也只考慮了投資成本和運行維護成本。 文獻[11]提出了適用于不同類型電池儲能的全壽命周期成本模型， 但沒有區分不同用戶類型， 沒有考慮市場經濟環境對用戶側電池儲能年均成本的影響。 文獻[13]分析了儲能在不同應用領域的價值收益模式， 初步建立了儲能在不同收益模式下的收益模型， 但沒有針對用戶側儲能進行分析。文獻[16]分析了儲能系統在用戶側的應用模式和經濟效益， 但沒有進行定量計算。

由以上分析可知， 當前對用戶側儲能的研究存在以下問題： 儲能系統的成本收益模型考慮不全面， 成本收益模型針對多個效益主體， 沒有對用戶進行細分， 沒有定量分析其投資風險。

本文建立了儲能全壽命周期成本模型和用戶側收益模型， 基于浙江兩部制電價及分時電價政策， 考慮不同的充放電策略， 以不同類型的工商業用戶儲能項目為例， 對儲能項目的經濟性進行計算， 并采用Crystal Ball 軟件對投資風險進行了評估。

1 用戶側儲能系統成本收益模型

1.1 全壽命周期成本模型

各類蓄電池儲能的成本結構相同， 全壽命周期成本包括初始投資成本、 運行維護成本、 置換成本和退役成本。

（1）初始投資成本

儲能系統主要包括電池組、 PCS（功率變換系統）、 BMS（電池管理系統）、 監控系統等。 初始投資費用主要與系統的存儲容量和傳輸功率有關[2]，初設投資成本計算公式如下：

式中： C1為儲能系統初始投資成本； Pes為儲能系統額定功率； Qes為儲能系統容量； kp為與儲能系統輸入、 輸出的峰值功率相關的成本系數； kq為與儲能系統容量相關的成本系數。

（2）年運行維護費用

儲能系統的年運行維護成本包括儲能系統運行成本和維護成本， 主要是電池日常、 定期的人工維護， 如電池及其管理系統故障預防及消除、電池定期人工巡檢等。 年運行維護成本可根據式（2）計算[14]：

式中： C2為儲能系統運行維護成本； kom為單位容量年運行維護成本系數。

（3）置換費用

當電池儲能壽命周期小于實際項目周期時，需對其進行更換， 置換費用主要來源于電池本體。電池儲能的置換成本為：

式中： C3為電池每次置換成本； α 為電池成本的年均下降比例；k 為電池更換次數；n 為電池壽命。

（4）廢棄處置成本

廢棄處置成本指儲能設備的壽命周期結束后，為處理該設備所需支付的費用， 主要包括設備殘值和環保費用支出兩方面。 設備殘值與初始投資成本和回收系數有關， 為負值； 環保費用支出主要指回收電池所付出的成本。

隨著電池儲能回收機制的建立和日益完善，回收價值對電池儲能的經濟性影響越來越大。 對鉛炭電池來說， 隨著鉛回收技術的進一步提升，目前鉛炭電池可實現100%回收， 設備殘值可達到初始投資的20%。 廢鋰電池的處理， 首先要對其進行放電、 拆解、 粉碎、 分選， 拆解之后的塑料以及鐵外殼可以回收， 然后再對電極材料進行堿浸出、 酸浸出， 多種程序之后再進行萃取。 鋰電池的回收技術復雜， 成本高昂， 目前尚無很好的回收方案， 沒有明確的回收價值， 設備殘值可看作零。 環保費用支出目前無相關數據參考， 暫不考慮。

式中： C4為儲能系統廢棄處置成本； γ 為儲能系統回收系數。

1.2 收益模型

1.2.1 減少變壓器容量投資

采用專用變壓器（簡稱“專變”）供電的工商業用戶， 根據自身最大負荷確定專變容量， 考慮建設儲能系統， 則可減少專變容量投資。

式中： E1為減少變壓器容量而節省的費用； ptr為專變單位容量造價； ST為沒有儲能時的變壓器規劃容量；為增加儲能后的變壓器規劃容量； Pmax為不安裝儲能裝置時用戶最大計算負荷。

1.2.2 減少電費收益

（1）減少基本電費

采用兩部制電價的工商業用戶， 基本電價按變壓器容量或最大需量計費。 對于新投產用戶，考慮安裝儲能系統， 則變壓器規劃容量可適當降低， 利用儲能的削峰填谷作用可減小用戶的最大需量， 也就相應減少了用戶每月所交納基本電費。

基本電價按變壓器容量計費時， 則每年減少基本電費E2為：

式中： eT為按變壓器容量收取的基本電價。

基本電價按最大需量計費， 則每年減少基本電費E2為：

式中： ees為按最大需量收取的基本電價。（2）減少電量電費

在分時電價機制下， 用戶通過儲能系統在低谷電價時段充電， 在高峰、 尖峰電價時段放電，從而實現峰谷差套利， 減少購電費用。

每年價差收益E3為：

式中： m 為一天內m 個放電時段； n 為一天內n個充電時段； Wfi為第i 個放電時段放電電量； ei為第i 個放電時段用戶用電電價； Wci為第i 個充電時段充電電量； ej為第j 個充電時段用戶用電電價； nd為儲能系統年平均運行天數； Pfi為第i個放電時段放電功率； Pci為第i 個充電時段充電功率； tfi為第i 個放電時段放電時長； tci為第i 個充電時段充電時長； ηf為平均放電效率； ηc為平均充電效率。

1.2.3 降損收益

儲能系統的削峰填谷作用可減少專變損耗和用戶配電網絡損耗。 由文獻[15]可推導， 在負荷功率因數和負荷點電壓不變的情況下， 2 條負荷曲線所引起的有功損耗之差為：

式中： ΔW 為2 條負荷曲線在一天內的有功損耗之差； R 為用戶變壓器和用戶配電網絡電阻之和； cosθ 為負荷功率因數； U 為負荷母線電壓； f1（t）為無儲能系統時， 用戶負荷曲線在t 時刻負荷值； f2（t）為建設儲能系統后， 用戶負荷曲線在t時刻負荷值； E4為年降損收益； eav為峰谷電價平均值。

1.2.4 可靠性收益

電力用戶停電初期損失包括可能的設備損壞、

出現殘次品、 少生產產品的利潤損失與恢復生產啟動費用等， 停電持續一定時間后， 停電損失主要是少生產產品的利潤損失。 為避免過充過放影響電池壽命， 化學儲能系統的DOD（放電深度）一般不超過80%， SOC（剩余電量）通常在20%以上，可以作為用戶的后備電源。

停電損失與負荷重要程度、 行業類別、 停電時間、 停電時長、 失負荷大小等因素有關。 儲能系統的配置對單回路、 雙回路供電模式的可靠性有較大提升， 尤其是對于單回路供電模式， 而對雙電源供電模式的可靠性幾乎無提升效果[16]。

采用以下公式對可靠性收益進行計算：

式中： E5為用戶建設儲能系統后， 由供電可靠性提高帶來的收益； Δr 為用戶單位容量停電1 h 的損失； Δt 為建設儲能系統后， 將減少的停電負荷折算到儲能系統額定功率后的年平均停電時間。

2 用戶側儲能系統經濟性分析及風險評估

2.1 經濟評價指標

考慮資金時間價值， 利用動態投資回收期、NPV（凈現值）、 IRR（內部收益率）3 個經濟評價指標對用戶側儲能項目進行經濟性評價。

（1）動態投資回收期（Pt′）計算

式中： CI 為現金流入量； CO 為現金流出量； i0為基準收益率； Pt′為動態投資回收期。（2）NPV 計算

若NPV≥0， 則說明該方案能滿足基準收益率要求的盈利水平且還能得到超額收益， 故方案可行。

（3）IRR 計算

若IRR≥ic（預期收益率）， 則NPV＞0， 說明項目在經濟效果上可行。

2.2 生命周期內NPV

在儲能系統的一個生命周期內， NPV 為：

式中： ET為儲能系統生命周期內收益凈現值； CT為儲能系統生命周期內成本凈現值； CPA（i， n）為年金現值系數； CPF（i， n）為一次支付現值系數。

2.3 投資收益及投資風險分析

由NPV 計算公式可知， 影響儲能系統經濟性的因素有： 儲能系統額定功率、 儲能系統容量、單位容量成本、 單位功率成本、 壽命、 電池回收系數、 基本電價、 峰谷電價、 儲能系統年平均運行天數、 用戶單位容量單位時間停電損失等。

隨著技術的進步， 儲能系統單位容量成本、單位功率成本會逐漸下降， 電池壽命也會逐漸增長， 同時峰谷電價、 基本電價等政策變動也會給儲能項目投資帶來風險， 在投資決策時需定量評估這些風險。

儲能項目經濟指標計算流程如圖1 所示。 本文基于儲能系統成本收益模型， 通過識別風險因素， 采用Crystal Ball 軟件進行投資收益及投資風險分析。

圖1 儲能項目經濟指標計算流程

3 算例分析

3.1 基礎數據

2018 年9 月1 日浙江省工商業用戶電網銷售電價見表1。 可見， 浙江工業用戶峰谷電價差為0.633～0.666 元/kWh， 一般商業用戶峰谷電價差在0.796～0.828 元/kWh。

表1 浙江省工商業峰谷電價

分時電價時段劃分見圖2： 尖峰時段為19：00-21：00； 高峰時段為8：00-11：00， 13：00-19：00，21：00-22：00； 低谷時段為11：00-13：00， 22：00-次日8：00。

圖2 浙江工商業六時段分時電價

從各種儲能電池性能比較來看， 鋰電池與鉛蓄電池由于產業化基礎較好， 相比其他路線具有明顯的成本優勢， 本文針對鉛蓄電池、 磷酸鐵鋰電池進行分析。 2 種電池技術性能參數見表2。

表2 電池技術性能參數

3.2 投資收益計算

（1）大工業用戶

以10 kV 大工業用戶建設100 kW 的儲能系統為例， 在浙江當前充放電條件下， 采取低谷充電、 尖峰放電， 在充放電時長各為2 h 時收益最大， 計算結果見表3。

由表3 計算結果可知， 在浙江當前的峰谷電價條件下， 10 kV 大工業用戶建設磷酸鐵鋰電池、鉛炭電池儲能均能實現盈利。

（2）一般工商業用戶

以10 kV 一般工商業用戶建設100 kW 儲能系統為例， 在浙江當前充放電條件下， 采取低谷充電、 尖峰放電， 在充放電時長各為2 h 時收益最大， 計算結果見表4。

由表4 計算結果可知， 在浙江當前的峰谷電價條件下， 由于缺少基本電費收益， 10 kV 一般工商業用戶建設磷酸鐵鋰電池儲能無法盈利， 鉛炭電池儲能可勉強實現盈利， 內部收益率為4.23%。

表3 10 kV 大工業用戶儲能系統投資收益

表4 10 kV 一般工商業用戶儲能系統投資收益

3.3 投資風險分析

考慮各種影響因素的不確定性， 分析大工業用戶儲能項目投資風險。 各假設變量的分布和決策變量取值范圍見表5， 其中N（μ， σ2）表示變量服從正態分布。

表5 假設變量分布及決策變量范圍

采用蒙特卡洛模擬10 000 次， 得到鉛碳電池NPV 概率分布如圖3 所示， 可以看出， 鉛碳電池NPV 最小值為19.09 萬元， 最大值為37.19 萬元， 平均值28.92 萬元。 按大小對影響凈現值的因素進行排序， 得到項目周期、 單位容量成本、回收系數、 系統平均運行天數、 單位功率成本、能量轉換效率等因素的敏感度數據如表6 所示，可以看出， 項目周期和單位容量成本對效益的影響占90%以上。

圖3 鉛碳電池NPV 概率分布

表6 鉛碳電池NPV 敏感度數據

采用蒙特卡洛模擬10 000 次， 得到磷酸鐵鋰電池NPV 概率分布如圖4 所示， 可以看出， 磷酸鐵鋰電池NPV 最小值為-3.55 萬元， 最大值為11.71 萬元， 平均值3.80 萬元， NPV＞0 的概率為96.51%。 按大小對影響NPV 的因素進行排序， 得到項目周期、 單位容量成本、 年運行天數、 能量轉換效率、 單位功率成本的敏感度數據見表7。

圖4 磷酸鐵鋰電池凈現值概率分布

表7 磷酸鐵鋰電池NPV 敏感度數據

4 結語

本文建立了用戶側儲能系統成本收益模型，利用NPV、 IRR 等經濟評價指標對浙江大工業用戶、 一般工商業用戶儲能案例進行了效益分析。在當前浙江峰谷電價及兩部制電價下， 大工業用戶采用鉛炭電池和磷酸鐵鋰電池的IRR 分別能達到21.75%和13.17%， 具有不錯的經濟性。 一般工商業用戶由于缺少基本電費收益， 采用鉛炭電池可勉強實現正收益， IRR 為4.23%； 采用磷酸鐵鋰電池， 目前還不具備經濟性。 最后， 采用Crystal Ball 軟件對大工業用戶的儲能項目進行敏感度分析、 投資風險計算， 為浙江開展用戶側儲能項目提供指導。