浙江用戶側儲能效益分析及投資建議

袁士超，張 力，蔡振華，朱 耿

(國網浙江省電力有限公司寧波供電公司，浙江 寧波 315010)

0 引 言

多元融合高彈性電網是國家電網戰略在浙江落地的主陣地，是建設具有中國特色國際領先的能源互聯網企業的基礎之一，是能源互聯網的核心載體，是海量資源被喚醒、源網荷儲交互、安全效率雙提升的電網[1-2]。儲能作為源網荷儲交互的重要手段和技術支撐，能夠緩解區域電力供需緊平衡狀態,以強交互能力增加電網彈性，是浙江電力建設多元融合高彈性電網的政策導向，更是未來綜合能源系統發展的重要趨勢[3-6]。

用戶側儲能的投資、運行受政策和市場因素影響大，當前儲能研究方向大多聚焦于源網側的運行研究，對于用戶側儲能涉及較少[7]，該領域的研究非常值得關注。依托儲能技術發展現狀，根據浙江用戶側儲能相關政策，提出用戶側儲能經濟效益分析和投資建議，為浙江電力多元融合高彈性電網建設下用戶側儲能相關研究和投資提供參考和借鑒。

1 電化學儲能現狀

隨著電池成本不斷下降，以鋰離子電池為代表的電化學儲能技術已成為儲能市場的主流技術之一[8]。在各種電化學儲能存量市場和新增市場中，綜合考慮安全、容量、質量、節能環保、能量轉換效率、循環壽命等技術指標，磷酸鐵鋰電池以具備安全可靠、放電深度和充放電倍率高等優勢，成為應用范圍最為廣泛、發展潛力最大的儲能電池[9-10]。

磷酸鐵鋰電池應用場景主要為儲能、消費及動力領域，近年來隨著新能源汽車、3C消費需求爆發，鋰電池的出貨量持續上升。隨著新能源汽車和消費電子飛速發展，下游需求帶動上游鋰電池不斷技術革新，除了技術不斷突破外，鋰電池成本仍在快速下降。2018 年以來，鋰電池重要原材料正極、負極、隔膜、電解液價格均呈下降趨勢，直接帶動鋰電池價格下降，根據真鋰研究數據，截止2020年底，NCM523方形均價已降至0.9元/(W·h)，磷酸鐵鋰方形電芯均價已降至0.795元/(W·h)，相比2014年接近3元/(W·h)的價格有巨大的下滑[11-12]?！笆奈濉逼陂g，隨著磷酸鐵鋰電池成本不斷下降，儲能系統成本不斷降低，儲能技術和政策不斷完善，儲能產業有望快速健康發展，將打開超1 000億市場空間。

2 用戶側儲能的成本及收益組成

2.1 成本組成

用戶側儲能電站建設和使用過程中產生的相關成本，主要為投資成本和運營成本兩大項。投資成本包括土建成本、電池購置成本以及相關設備成本；運營成本包括運營維護成本、檢修成本、故障成本、退運處置成本[13]。

2.2 收益組成

現行政策場景下，對于用戶側儲能裝置的收益包括需量電費管理收益、峰谷套利收益、調頻收益、需求響應收益[14]。未來政策場景下，主要新增收益點為參與現貨市場獲得的電量收益、獨立參與輔助服務市場獲得的補償收益、參與碳交易市場獲得的收益、實時電價環境下的調節儲能獲取收益、采用云儲能模式獲取收益。

3 用戶側儲能收益政策

根據上述收益組成，結合浙江電力儲能經濟政策，用戶側儲能經濟效益主要涉及峰谷電價差收益、需求側響應、一次性政策補貼和未來參與輔助市場交易。

3.1 峰谷電價差收益

浙江聚焦降低大工業電價，著力減輕制造業用電成本，2021年實施峰谷不對稱降價，適度拉大峰谷價差，提高尖峰電價，降低低谷電價，鼓勵儲能等產業發展[15]，新電價見表1。

表1 浙江峰谷電價表Table 1 Zhejiang peak valley electricity price table

新電價政策下，大工業電價的各時段價差進一步拉大，尖谷時段價差較原來增大2.97%，峰谷時段價差較原來增大3.10%。同時2021年起，高峰時段另增7、8月電價，峰谷時段價差較原來增大11.36%。新一般工商業電價較原執行電價無變化。

根據分時電價機制， 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，從而實現峰谷差收益，減少購電費用，其收益模型如式(1)所示。

(1)

同一電壓等級下，一般工商業電價差比大工業電價差大。單從峰谷差收益角度看，一般工商業分時電價下用戶更具投資經濟性。

3.2 需求側響應

浙江電網削峰日前需求側響應按照單次響應的出清價格、有效響應電量進行補貼，出清價格設置4元/(kW·h)上限。填谷日前需求響應執行1.2元/(kW·h)年度固定補貼單價。實時需求響應執行4元/(kW·h)年度固定補貼單價[16]。浙江需求響應補貼標準見表2。

表2 浙江需求響應補貼標準Table 2 Zhejiang demand response subsidy standard

日前削峰及日前填谷系統通常會提前一天發出邀約，用戶在收到邀約后2 h內進行回復。2021年實時需求響應分為小時級、分鐘級及秒級，對應的需求響應發布時間分別為提前4 h、提前30 min和緊急調節，其收益模型如式(2)所示。

(2)

式中:Sres為儲能裝置通過需求響應獲得的收益；si為第i次需求響應補償單價；Pi,r為第i次實際響應負荷。

3.3 一次性政策補貼

2012 年，財政部、國家發改委聯合印發了《電力需求側管理城市綜合試點工作中央財政獎勵資金管理暫行辦法》，其中指出通過實施能效電廠和削峰填谷技術等實現永久性節約電力負荷和轉移高峰電力負荷，東部地區獎勵440 元/(kW·h)，中西部地區獎勵550 元/(kW·h)[17]。

3.4 參與輔助市場交易

未來根據浙江能監辦《浙江省第三方獨立主體參與電力輔助服務市場交易規則(試行)》的相關內容，電儲能、虛擬電廠等可參與輔助市場交易，浙江地區在低谷電價時段參與填谷補償單價0.4元/(kW·h)，在高(尖)峰電價時段參與調峰、填谷補償單價0.5元/(kW·h)。

4 大工業與一般工商業用戶側儲能對比

浙江電網峰谷差(含尖峰谷差)有12 h，如圖1所示，期間11：00起可通過谷電充電2 h，為實現單日兩充兩放，設計2 h的系統充、放電時間成本控制最佳。

圖1 浙江峰谷電時間分布圖Fig.1 Peak and valley electric time distribution map in Zhejiang

以某0.4 kV并網電壓、0.5 MW/1(MW·h)安裝容量的用戶側儲能電站為案例進行分析，該儲能電站規模滿足參與需求側聚合總響應能力不小于1(MW·h)的條件，可應用于大用戶峰谷價差收益和需量管理場景，也可參與需求側響應。以下就該電站在大工業與一般工商業用戶兩種情況下的投資及效益進行對比。

4.1 基本參數

以0.5 MW/1(MW·h)儲能電站為分析對象，建設期約為2個月，設計運營期8年。磷酸鐵鋰電池充放電次數為5 500次,綜合分析用戶側儲能電站的成本費用、現金流量等，基本參數見表3。

表3 儲能電站基本技術參數Table 3 Basic technical parameters of energy storage power station

4.2 成本組成及參數

用戶側儲能電站成本主要包括土建成本、電池購置成本、相關設備成本、人工成本、檢修故障成本等幾大類，現結合具體儲能電站規模確定2021年7月各成本項取值參數，見表4。

表4 儲能成本參數Table 4 Energy storage cost parameters

4.3 收益組成及分析

根據當前浙江范圍用戶側儲能收益的各項政策，計算大工業與一般工商業用戶收益如下。

4.3.1 峰谷電價差充放電收益

儲能電站根據“六時段”電價機制，每日總體上實現兩充兩放，最大化利用峰谷電價差，放電深度90%，考慮電池衰減，運行天數保守估計按每年340天計算，具體收益見表5。

表5 峰谷電價差充放電收益Table 5 Charge and discharge income between peak and valley electricity prices

4.3.2 需求響應補貼收益

根據浙江省發改委《2020年1—9月及國慶期間浙江省電力需求響應補貼明細用戶名單公示》，2020年1—9月以及國慶期間，浙江省實施電力需求響應54次(包括25次實時削峰，24次日前削峰，5次日前填谷)，實時削峰補貼單價4元/(kW·h)，日前削峰補貼平均單價3.2元/(kW·h)，填谷補貼1.2元/(kW·h)。

根據需求側響應的政策規則，儲能電站日常峰谷差充放電時間與各類需求側響應時段有部分重合，可參與需求側響應時間見表6。

表6 儲能電站可參與需求側響應時間Table 6 Energy storage plants can participate in demand side response time

根據2020年需求響應次數及時間分布推算，0.5 MW/1(MW·h)容量儲能電站預計年度平均可參與削峰需求響應電量1.41萬kW·h，填谷需求響應電量0.2萬kW·h， 減去原時段峰電收入， 首年大工業用戶和一般工商業用戶分別累計收益4.42萬元和4.23萬元，總累計收益31.88萬元和30.48萬元。

4.3.3 一次性政策補貼

對實施能效電廠和削峰填谷技術等永久性節約電力負荷和轉移高峰電力負荷的項目予以獎勵，東部地區獎勵440元/kW。0.5 MW/1(MW·h)容量儲能電站可得一次性補貼4.4萬元。

4.4 經濟效益對比匯總

根據上述各項收益，結合磷酸鐵鋰儲能電站技術參數，綜合分析儲能發電系統成本費用、利潤分配、現金流量等，在“自投資+自運營”模式下，測算結果見表7。

表7 儲能經濟效益匯總Table 7 Summary of economic benefits of energy storage

“自投資+自運營”模式下，大工業用戶和一般工商業用戶通過峰谷電價、需求側相應和一次性政策補貼分別可獲得累計收益245.93萬元和268.20萬元，財務內部收益率分別為5.62%和7.93%，財務累計凈現值分別為4.23萬元和20.26萬元，儲能電站分別在運營期7.78年和7.03年內可收回成本。

5 結 語

儲能作為源網荷儲交互的重要手段和技術支撐，是浙江電力多元融合高彈性電網建設的重要內容。通過對比0.5 MW/1(MW·h)安裝容量下大工業與一般工商業用戶側儲能項目案例，提出用戶側儲能經濟效益分析和投資建議。

1)純粹基于浙江省現有峰谷差收益場景下，用戶側儲能電站投資效益較少；增加需求側響應場景收益后，項目投資價值得到一定提升。合理選擇儲能容量和技術參數，可實現綜合動態回收期7.02年的目標。

2)大工業儲能受到基本電費制約，實際收益略有減少；相同技術條件下，一般工商業用戶由于峰谷電價(1～10 kV等級)差更大，較大工業用戶投資儲能電站收益更高，具有更好的投資性。

3)用戶側儲能電站的主要投資成本為電池成本，可以采用梯次利用鋰電池技術，將退役后的動力電池通過分選、重組、集成后加以利用， 減少成本，也可通過運行期結束后追加更換電池為主的二期投資，提高收益性。

4)儲能技術的成熟度在逐年提升，儲能設備的價格也在逐年下降，當前可盈利條件下，各種因素已為將來儲能的收益增長、快速發展做好了鋪墊。

5)未來用戶側儲能還可參與輔助市場交易等場景，相關政策正在討論和征求意見，用戶側儲能補償收益在未來還將有所提高。

6)隨著電改的深入推進和電力市場的進一步完善，目錄電價的取消已成為一種必然趨勢。目錄電價取消、電力市場放開后，在任何一個時段都有可能出現高峰和低谷電價，可進一步提高儲能峰谷差價收益的靈活性。