計及外部性的儲能系統價值測算及經濟性評估①

趙會茹，陸 昊，張士營，王玉瑋

（1.華北電力大學經濟與管理學院，北京 102206；2.華北電力大學（保定）經濟與管理系，河北保定 071003）

隨著儲能示范項目在全球范圍的開展，儲能系統在不同應用場景下的功能逐漸清晰，但儲能系統尚未實現商業化推廣，制約因素主要包括：儲能系統成本較高，市場機制尚未理清，儲能應用收益衡量較為困難［1］。將儲能應用到電力系統的任一位置，一般會對其他環節產生一定的效益，表現出正外部性特征。例如，用戶側安裝的儲能系統，不僅能夠實現削峰填谷、降低系統高峰負荷峰值［2］，還可以延緩輸配電設備升級［3］，降低煤耗［4］，減少溫室氣體排放［5］，提高現有機組利用率［6］，延緩新建峰荷機組，降低電力系統生產成本等［7］。

對于如何評估儲能系統的經濟性，進而對其綜合效益進行評價，目前大部分研究在建模過程中均是將收益最大化作為目標函數［8］。Vahid?Pakdel 等［9］考慮了儲能系統的套利、節約傳輸費用、延緩機組投資以及降低運維費等特點，構建了開放市場環境下儲能系統的經濟效益評估模型，同時結合遺傳算法，運用線性規劃分析了其能夠實現的效益和最佳的配比，但缺少對環境影響的分析。曾鳴等［10］以火電機組為例，構建了含蓄電池的儲能系統的經濟調度控制模型，以燃料費節省最大額為目標函數，利用多維動態規劃算法對儲能系統的最佳規模和調度策略進行了求解。

王再闖［11］和劉成運等［12］以經濟效益最大化為目標，針對儲能系統的低儲高發以及備用收入等方面，分別以10MW/70MWh 的釩電池和鈉硫電池為例，建立了儲能系統最佳運行策略的混合整數非線性規劃模型，基于通用代數模型系統（GAMS）對其運行方式和最佳的激勵策略進行了分析，在此基礎上計算了系統的年收益。Ding［13］和田崇翼等［14］計算和分析了包含儲能和分布式電源的微網運行的綜合效益，并考慮了儲能在緊急備用中的可靠性，但其中涉及的儲能價值不夠全面。孟虹年和謝開貴［15］針對不同類型的儲能在電力系統中的應用進行了穩定性和可靠性的分析，同時計算求解了相關參數的靈敏度。

目前對于儲能系統的價值評估缺乏較為綜合全面的研究，大部分是針對儲能設備在電力系統中的經濟效益進行測算，或是對電力系統各個環節設置儲能的可靠性進行分析。同時，國外現有的上述相關研究中也只是對于儲能系統在某一環節或者某一領域的單方面評價，并沒有對其涉及的其他環節的綜合效益進行更為系統的評估［16?17］。國內現有研究也集中于關于儲能經濟效益與可靠性的評估，在儲能的規劃、選址定容以及綜合應用方面也有相關的研究。但在儲能系統的運行效益評估模型方面，國內相關研究還很少，且模型的準確度也不高［18?20］。在評估儲能系統的應用效益時，未能考慮其對于環境的外部性影響，評估系統不夠全面。

現階段，儲能經濟性的研究主要在于儲能投資收益的評估，明確儲能電站所能實現的收益構成，全面衡量儲能價值。以目前的電力市場改革為背景，在各種相關政策的驅動下，需要進一步分析儲能在電力系統中的各應用場景下收益的測算模式和測算方法，進而為相關行業決策者明確儲能在這些場景中應用的收益水平和回收期等指標提供依據。同時，對各場景下儲能應用的經濟效益的評估研究能夠作為相關的補貼政策、行業標準、價格制定等的參考和借鑒，避免政策制定過程中的盲目性，進而切實推動儲能產業的發展。因此，對我國儲能產業進行研究，測算儲能系統給電力系統帶來的綜合價值，特別是儲能系統對提升可再生能源消納的效益評估，值得深入研究。

一、儲能系統的外部性價值分析

開放的市場環境中，某一主體在經濟活動過程中的某些行為給外界其他主體造成了一定的影響，這種影響不能直接由交易或者價格來反映，稱為儲能系統的外部性。隨著時代的發展，人們對外部性理論的認識也逐步深入。隨著時間的推移，對于外部性原因的認知也發生了變化，20 世紀70 年代以前，人們將外部性歸因于個人或社會成本的偏離，應有相關政策對此進行管制。20 世紀70 年代人們認為外部性是由于產權的不清晰導致的，可以通過推進市場化以及明確的產權界定手段來避免。20 世紀90 年代，人們發現交易成本是造成外部性的本質原因，應利用一系列非正式的手段進行解決。

儲能系統在電力系統中運行后，其外部性影響涉及主體主要有4 類：發電廠商、電網公司、電力用戶和外部環境。通常來講，儲能系統在運營過程都會對上述4 類主體形成一定程度的影響。但是，由于儲能系統所提供的服務十分廣泛，在提供服務的主體不同時，某些影響可以從提供服務的成本中體現出來外部性會因此內部化，即轉化為儲能服務的內在因素；而其他沒有內部化的影響，即產生的外部性影響也因提供主體不同而不同，見表1。

表1 電力系統中儲能服務的提供主體及外部性作用主體

本文以儲能廠商為提供儲能服務的主體為例進行分析。假設電化學儲能系統由獨立的儲能提供商來供給，不隸屬于發電企業、電網公司或者用戶，這樣的設定既符合儲能產業未來發展的路徑和模式，又可以全面考量電化學儲能系統給可再生能源發電商、電網運營者、電力用戶等電力系統多元利益主體和社會帶來的外部價值。若電化學儲能系統是由某一電力系統利益主體提供時，如可再生能源發電商，那么依據外部性理論可知，儲能給可再生能源發電廠商帶來的減少棄電量、增加上網電量等效益會內部化，將不再是外部價值。

（一）儲能系統給發電企業帶來的正外部性分析

儲能系統在發電領域可提供輔助服務，平緩發電曲線，這些服務可以平穩發電機組出力，進而使得發電機組的運行變得更加經濟和高效。由于并網的可再生能源發電諸如風電、光伏發電等規模不斷增大，給電網的安全穩定運行以及供電質量產生了較大的負面影響。因此保證此類可再生能源發電的可靠性，需要配置一定容量的儲能裝置，在對可再生能源發電進行緩沖的同時，能夠在很大程度上減小其對電網的沖擊性，進而擴大風電和光伏發電的并網比例，增大可再生能源發電的調節能力，提高其就地消納或者外送能力，最大限度促進可再生能源的利用率。

（二）儲能系統給電網公司帶來的正外部性分析

發電企業結合儲能系統可以改善可再生能源的并網能力，同樣電網公司也可以結合一定容量的儲能裝置改善電能的輸送能力。例如，為了保證系統的安全穩定運行，電網公司需要定期投資配置一定電網設備，當配置一定容量的儲能裝置或將儲能裝置與一些電力電子設備相融合，可以減小輸電線路的容量損失，有效地緩解系統震蕩，也能達到保證系統安全穩定運行的目的，進而減少或延緩投資新建線路產生的費用，進而獲得極大的經濟效益。

（三）儲能系統給電力用戶帶來的正外部性分析

對于配有儲能裝置的電網系統，在電能的傳輸過程中，可以根據不同類型儲能的特點，針對系統發生的變化，及時有效地通過調控儲能相關參數減小電壓波動及閃變，進而避免出現系統中的電壓暫降和暫升現象，提升供電質量，改善用電可靠性。對于一部分負荷敏感的用戶，儲能設備可以作為不間斷電源，保證供電的持續性。此外，電力用戶在使用儲能系統時能夠實現谷時充電峰時放電，可以由于現存的峰谷電價差帶來經濟收益，在未來電力市場環境下減少電價波動給用戶自己帶來的影響。

（四）儲能系統給環境帶來的正外部性分析

儲能系統提高了可再生能源并網能力，實現了可再生能源的就地消納和外送，使得可再生能源的使用更加深入和廣泛。可再生能源發電量的增加，會代替相應的傳統火力發電機組的發電量，所以會減少火電機組所消耗的化石燃料，最終減少火電機組大氣污染物的排放，減少了對環境的破壞。所以，儲能系統的使用會對環境產生正外部性。

二、計及外部性的儲能價值測算及經濟性評估模型構建

（一）儲能系統綜合價值測算模型

1.儲能系統自身價值測算

（1）運行效益。儲能系統應用在電力系統中不同場景充放電運行時，儲能運營商直接獲得的經濟效益主要是低儲高發的運行效益，計算如式（1）、式（2）所示：

其中：WE和W1表示儲能系統的“低儲高發”運行典型日效益和年效益；T為調度總時段；pt表示第t時段的電價；Pdis，t和Pch，t表示t時刻儲能系統的充電功率和放電功率；Δt表示第t時段的時間間隔。

（2）輔助服務效益。儲能系統進行充放電運行的同時，在電力系統中也可以滿足系統調峰、調頻等需求，為系統提供輔助服務。這部分輔助服務收益計算如式（3）所示：

其中：CEP表示儲能調峰單位電量補償價格；Epd表示儲能在峰時段參與調峰的年放電電量；CEF表示儲能調頻單位電量補償價格；Efd表示儲能在一年內的調頻有效調節電量。

2.儲能系統給發電企業帶來的外部價值測算

當儲能系統安裝在新能源發電側運行時，能夠有效增加可再生能源消納，這部分效益計算如式（4）所示：

其中：W3表示儲能系統增加可再生能源并網發電的社會收益；λr表示可再生能源上網電價；ΔEPW表示為儲能提高的可再生能源年上網電量或減少的年棄電量。

3.儲能系統給電網公司帶來的外部價值測算

延緩電網設備投資效益的計算如式（5）所示：

其中：W4表示儲能系統在延緩電網設備投資效益；Cd表示電網設備折舊后的單位容量造價；η表示儲能裝置的等效轉化效率。

4.儲能系統給電力用戶帶來的外部價值測算

儲能系統利用用電價差給用戶帶來經濟效益的計算思路與運行效益一致，方法參考式（1）、式（2），提高用戶用電質量及可靠性方面，體現在減少電力用戶的停電損失所帶來的收益，其計算方法如式（6）所示：

其中：W5表示儲能系統減少電力用戶停電損失的收益；LF和LFE分別表示儲能系統投運前后的用戶年停電電量；vul表示用戶的單位電量停電損失。

5.儲能系統給環境帶來的外部價值測算

減排效益如式（7）所示：

其中：W6表示儲能系統的減排效益；Vei表示第i項儲能系統減少排放污染物的環境價值；n表示污染物總數；Qi表示第i項污染物的排放量。

6.殘值

其中：W7表示儲能系統的殘值；λc表示儲能期末回收殘值率；CT表示儲能系統的初始投資成本。

7.總效益

總經濟效益計算如式（9）所示：

需要說明的是，由于目前儲能容量和實際運行的技術限制，W1和W2在統計時具有互斥性，即儲能價值的運行效益和輔助服務收益不能同時存在。

（二）儲能系統的成本測算模型

1.投資成本

其中：C1表示儲能系統的總投資成本；kp表示電能轉換設備的單位造價；kE表示電池系統的單位造價；Pmax表示電能轉換設備系統容量；n表示電池儲能系統循環壽命；Pmax表示儲能項目投資收益率；表示儲能系統的額定容量。

2.運行維護成本

其中：C2表示運行維護成本；m表示輸出1kWh 電能的運行維護成本；Q表示儲能系統年輸出電量。

3.總成本

總成本計算如式（12）所示：

貼現現金流中的投資回收期Tp、費用現值PC、費用年值AC、凈現值NPV 和內部收益率IRR 的計算方法及公式采用傅家驥和仝允桓［21］的方法。

（三）儲能接入光伏電站優化運行模型

儲能系統在電力系統中具體應用的場景，決定了儲能系統外部性價值的實現程度和價值的計量大小。例如，儲能應用在可再生能源發電側，其主要外部性收益為增加可再生能源消納效益W3；若應用在電網峰谷差大，輸電能力受限，老舊電網增容改造成本很高的地區時，其主要外部性收益為延緩電網設備投資效益W4；若應用在用戶用電質量和安全穩定要求高的用戶側時，其主要外部性收益為儲能系統減少電力用戶停電損失的收益W5。

本文以儲能系統接入發電側的光伏電站為例，分別構建光伏電站優化運行模型和儲能電站優化運行模型，求得典型日下儲能接入前后光伏電站的上網電量以及儲能的充放電量，再以年為周期進行統計后，結合經濟價值測算模型和成本測算模型及經濟性評估方法完成計及外部性的儲能系統價值測算及經濟性評估。

1.光伏電站優化運行模型

我國對可再生能源發電存在傾斜的調度規則，可再生能源發電吸納率也是各電網運行績效的重要指標，本文中假設光伏電站的實際出力按標桿電價結算，實際出力與日前申報計劃間的偏差造成的備用費用光伏電站自己承擔。配電公司在全額收購申報電量的基礎上，需要向常規機組購買剩余電量以滿足負荷達到系統平衡。

光伏電站的收益由實際上網電量收入和其出力偏差調用系統備用的費用兩部分組成，在運行時其目標函數為收益最大：

其中：表示t時刻風電和光伏申報出力；表示t時刻下風電和光伏的實際出力；pPV表示光伏的標桿電價；ΔPPV，t，s表示t時刻下光伏計劃和實際出力的偏差；p+和p-表示上調和下調備用價格；f(x)表示分段函數：

約束條件包括以下幾方面：

（1）出力約束。

其中：表示t時刻下光伏最大出力。

（2）棄光約束。

其中：μAPV表示棄光率上限值。

（3）平衡約束。

其中：PG，t表示t時刻電網內其他發電商的出力；Lt表示t時刻該區域的負荷。

2.儲能系統優化運行模型

儲能電站作為獨立運營的主體接入光伏電站時，其以自身收益WE最大為目標進行充放電運行，其目標函數為

其中：pt表示常規電源t時刻的上網電價。

約束條件包括：

（1）儲能約束。為了便于計算，在儲能調度時給予一個合理的初始剩余電能量E0，而在一個周期T內的充放電運行之后，剩余能量仍為E0。這樣既有助于模型優化求解，又保證了計算結果具有時間上的連續性，輸出的策略能夠讓電儲能連續的參與調度運行。

其中：Pess(t，s)和Ploss(t，s)表示儲能t時段儲能系統的剩余電量和損失電量；和udis分別表示儲能系統的爬坡率下限、爬坡率上限、能量損失率、充電效率和放電效率；表示儲能系統的最小和最大剩余電量；Ich(t)和Idis(t)是0?1 變量，代表儲能系統在t時段下的充放電狀態，其中當Ich(t)為1 時，代表處于充電狀態，為0 時處于不充電狀態；Idis(t)為1 時，表示處于放電狀態，為0 時處于不放電狀態。式（21）代表了儲能在實際運行狀態下的自然能量消耗。式（25）確保電儲能裝置不會在某一時段處于同時充電和放電狀態。

（2）平衡約束。

（3）其他約束。上文光伏電站優化運行模型中的式（16）、式（17）。

三、算例分析

本文以儲能應用在可再生能源發電側的光伏電站為例，采用貼現現金流分析方法，預估儲能投資成本和收益，分別從不計及外部性的投資者角度和計及外部性的社會角度，分析儲能系統在光伏電站中應用的經濟性。由于選取儲能應用在發電側的場景，儲能減少用戶停電損失難以衡量，為計算其對光伏電站的外部價值，儲能運行商實際運行時只考慮自身收益最大化進行充放電運行，并不是以為光伏電站提供輔助服務為目的進行充放電運行，光伏電站仍需向電網購買輔助服務，因此在算例中不予計算減少電力用戶停電損失的收益W5和輔助服務收益W2。

（一）算例參數

某地光伏電站容量為25MW，光伏電站安裝了1MW/6MWh 的鋰離子儲能系統。該鋰離子儲能系統壽命為10 年，期末回收殘值率為10%。依據《國家發展改革委關于完善光伏發電上網電價機制有關問題的通知》選取光伏上網標桿電價是0.55 元/kWh。分時電價選取某地常規電源峰平谷電價。貼現率選取8%進行經濟性分析指標的計算。典型日的負荷及光伏出力如圖1 和圖2 所示。其他算例參數見表2。

圖1 典型日負荷曲線

圖2 典型日光伏出力曲線

表2 算例系統參數

延緩設備投資方面的收益，由于儲能系統通常并到35kV 電壓等級，結合某地電網公司的投資數據，以35kV 計算，該項收益為1383.91 元/kW，參考數據及折算方法參考孫威等［22］的相關研究。儲能系統減少SO2、NOx、CO2、CO、粉煤灰、爐渣、懸浮顆粒物等污染物排放所帶來的環境效益［22］為0.11 元/kWh，具體見表3。

表3 常規燃煤機組的環境成本

（二）經濟性分析結果

本文運用MATLAB 軟件中的YALMIP 工具箱進行模型求解。不計及外部性的投資者角度和計及外部性的社會角度的儲能系統接入新能源發電經濟性計量結果見表4 和表5。

從不計及外部性的投資者角度來看，該算例中的鋰離子儲能系統投資者的投資凈現值為負，也就是說投資該鋰離子儲能系統，投資者最終會虧損415.49 萬元，該鋰離子儲能系統投資的內部收益率為-3.27%。

表4 儲能接入新能源發電經濟性計量結果（投資者角度）

表5 儲能接入新能源發電經濟性計量結果（社會角度）

從計及外部性的社會角度來看，該算例中的鋰離子儲能系統最終會得到260.94 萬元的收益，經過7.28 年就可收回初期的全部投資，該鋰離子儲能系統投資的內部收益率為14.00%，大于本文選取的基準折現率8%，因此從計及外部性的社會角度來看該鋰離子儲能系統經濟性良好。

由表5 可見，目前儲能系統應用在發電側，為可再生能源發電廠商提供服務時，自身運行效益W1和增加可再生能源消納效益W3是收益的主要部分，占總收益的75%左右。隨著電力輔助服務市場價格機制的不斷完善，如調峰調頻補償價格的確定，儲能系統提供輔助服務的收益也能夠進行計量，未來儲能的經濟性還會進一步提高。

（三）盈虧平衡分析

儲能系統的成本、儲能服務市場的價格、儲能系統的商業運行模式、儲能系統的補貼政策和儲能系統的應用場景等因素都會對儲能系統經濟價值的實現和測算產生影響。目前來看，儲能系統的成本隨著技術的發展在逐漸降低，儲能提供輔助服務也將隨著電力輔助服務市場逐步形成與完善獲得收益。未來儲能成本的降低和儲能參與輔助服務獲得收益會影響儲能自身的經濟性，因此本文以目前儲能收入和成本情況（表4）為基準，儲能輔助服務收益較目前儲能自身收益的增加比率為x軸，儲能成本變化比率為y軸，當儲能項目凈現值為0 時，儲能系統盈虧平衡曲線如圖3 所示。

圖3 儲能系統盈虧平衡曲線

由圖3 可知，在該曲線上的所有儲能輔助服務收益較目前儲能自身收益的增加比率和成本變化比率的組合，都能使得儲能項目達到盈虧平衡。例如，當成本維持當前水平時，儲能輔助服務收益需增加到當前儲能運行收益的98.43%才能夠達到盈虧平衡；當儲能輔助服務收益為0 時，儲能成本需要減少當前成本的49.79%才能夠達到盈虧平衡。當儲能輔助服務收益較目前儲能自身收益的增加比率和成本變化比率的變化場景落到曲線以下時，投資者投運儲能系統開始盈利，例如，當儲能輔助服務收益需增加到當前儲能運行收益的60%以上，同時儲能成本減少當前成本的20%以下，投資儲能項目是盈利的。

四、結論

本文以應用在電力系統中的電儲能系統為研究對象，以外部性理論為基礎，構建了計及外部性的儲能經濟性測算模型，并以儲能系統接入光伏電站為例，采用貼現現金流分析方法，預估儲能投資成本和收益，分別從不計及外部性的投資者角度和計及外部性的社會角度，來研究儲能系統應用在可再生能源發電側的經濟性。

通過結果對比可知，儲能系統的外部性價值能否得到補償，是儲能產業初期能夠健康發展需要解決的關鍵問題。若不考慮儲能系統外部性價值，對于投資者來說，投資儲能系統項目，在壽命期內無法收回投資成本，不具有經濟效益，投資吸引力較差。但是從社會整體角度來看，儲能項目的自身和外部性收益是能夠覆蓋其成本的。

隨著儲能技術的不斷發展，其成本在逐年下降。同時，儲能若干商業模式的探索與完善，使得儲能系統能夠更加廣泛地應用于電力系統中，逐漸實現商業化。并且伴隨電力市場機制逐漸理順和儲能扶持政策的不斷推進，其調峰調頻、黑啟動等輔助服務及提高用戶用電質量和輔助用戶需求響應的服務價格也能夠逐漸確定，未來儲能的綜合價值也會進一步增加，投資儲能系統的收益也會越來越高。而探索儲能系統運行的商業模式，測定儲能提供調峰調頻、黑啟動等輔助服務及其他服務的價格是未來研究需要面對的關鍵問題。

綜上，在制定儲能產業政策時，應考慮儲能系統所帶來的外部價值，以鼓勵投資者投資儲能項目，促進儲能產業的健康持續發展。