用戶側(cè)儲能項目的方案選擇及成本分析、經(jīng)濟(jì)性評估方法

王曉興

（國能（廣東）能源發(fā)展有限公司， 廣東 廣州 510000）

0 引言

“雙碳”目標(biāo)下，用戶側(cè)儲能有哪些商業(yè)盈利模式,設(shè)計時采取何種充放電方案，儲能平準(zhǔn)化度電成本LCOS 如何計算，可行性和經(jīng)濟(jì)性如何評估等等，都是需要探討解決的問題。

1 商業(yè)盈利模式

用戶側(cè)儲能項目主要采取合同能源管理的模式，由投資方建設(shè)儲能項目，按照約定的比例（本項目按10%）分享節(jié)能效益給工廠。文獻(xiàn)[1]提出了用戶側(cè)儲能系統(tǒng)應(yīng)用場景，盈利模式主要有：

1.1 峰谷套利

利用儲能電站系統(tǒng)在谷/平時電價時段存儲電力能源，在峰時電價時段向工廠的負(fù)載供電，利用峰谷、峰平時段的電價差特點(diǎn)產(chǎn)生節(jié)能效益。

1.2 需量電費(fèi)管理

通過儲能，消除尖峰負(fù)荷。

1.3 需求側(cè)響應(yīng)

電網(wǎng)公司通過調(diào)度儲能系統(tǒng)的容量來實(shí)現(xiàn)對電網(wǎng)整體負(fù)荷供需平衡的調(diào)節(jié)，電網(wǎng)給出調(diào)度費(fèi)用，從而獲得本項目服務(wù)費(fèi)。

2 技術(shù)方案

文獻(xiàn)[2]提出了電化學(xué)儲能電站容量配置、電池選型等典型設(shè)計的方法，以廣州某工廠園區(qū)為例，開展儲能方案設(shè)計。

2.1 負(fù)荷情況

根據(jù)該廠兩臺變壓器的用電功率分布情況，峰段負(fù)荷平均約5 MW，谷段負(fù)荷平均約2 MW，平段負(fù)荷平均約3 MW。

2.2 系統(tǒng)配置

基于上述用能數(shù)據(jù)分析，考慮到充電時不能增加變壓器的最大需量，因此儲能系統(tǒng)總?cè)萘砍踉O(shè)為2.5 MW/5 MW·h 比較合理。儲能項目采用磷酸鐵鋰電池，電池全壽命充放電次數(shù)按6 000 次以內(nèi)考慮，電池容量衰減率為2%/a，放電深度90%，系統(tǒng)效率88%。

2.3 用戶電價

該工廠屬于10 kW 大工業(yè)用電，執(zhí)行協(xié)議分時用電價格標(biāo)準(zhǔn)，尖峰電價為1.449 元/（kW·h），高峰電價為1.165 元/（kW·h），平段電價為0.696 6 元/（kW·h），低谷電價為0.281 9 元/（kW·h）。

2.4 設(shè)計方案

本項目儲能規(guī)模2.5 MW/5 MW·h，有兩種充放電方案：每天兩充兩放和每天一充一放，對比分析如下。

2.4.1 每天兩充兩放方案

采取每天兩充兩放的方案（即1 次谷充峰放，1次平充峰放）時，運(yùn)營周期為10 年，具體如下：

1）削峰填谷方面。儲能項目谷充峰放全年295 次（00：00—08：00 期間逐步充電到各段荷電率95%，10：00—12：00 放電到各段荷電率5%），平充峰放全年294 次（12：00—14：00 期間充電到各段荷電率95%，14：00—19：00 逐步放電到各段荷電率5%）。此方案峰谷套利每年年均盈利149 萬元，如表1 所示。

表1 兩充兩放時儲能峰谷套利收益表

2）需量電費(fèi)管理。文獻(xiàn)[3]提出了儲能功率差充放電的控制方式，通過制定儲能放電的基準(zhǔn)線和充電的基準(zhǔn)線，利用儲能系統(tǒng)在高峰時段10：00—12：00、14：00—19：00 共7 個小時內(nèi)逐步放電，達(dá)到降低變壓器需量的目的，預(yù)計可以降低700 kW 的需量,按照廣東省每月需量電費(fèi)32 元/（kW·h），可算出每年節(jié)省需量電費(fèi)26.88 萬元。

3）需求側(cè)響應(yīng)。參照2022 年行情，按全年11 次需求側(cè)響應(yīng)計算，每次參與容量按5 MW·h 算，每次度電收益按1 元/（kW·h）計算，則每年需求側(cè)響應(yīng)收益5.5 萬元。

綜上，該方案每年充放電循環(huán)約600 次，10 年充放電循環(huán)6 000 次，每年總收益181.5 萬元，考慮分享客戶10%收益后，每年收益163.4 萬元。

2.4.2 每天一充一放方案

采取每天一充一放的方案（即1 次“谷充峰放”）時，運(yùn)營周期為20 年，具體如下：

1）削峰填谷方面。儲能項目“谷充峰放”全年289次（00：00—08：00 期間逐步充電到各段荷電率95%，10：00—12：00 和14：00—19：00 期間逐步放電到各段荷電率5%）。該方案峰谷套利每年年均盈利82 萬元，如表2 所示。

表2 一充一放時儲能峰谷套利收益表

2）需量電費(fèi)管理。同方案1，可降低700 KW 的需量，每年節(jié)省需量電費(fèi)26.88 萬元。

3）需求側(cè)響應(yīng)。同方案1，每年需求側(cè)響應(yīng)收益5.5 萬元。

綜上，該方案每年充放電循環(huán)約300 次，20 年充放電循環(huán)6 000 次，每年總收益114.4 萬元，考慮分享客戶10%收益后，每年收益103 萬元。

3 技術(shù)經(jīng)濟(jì)基礎(chǔ)參數(shù)

項目資本金占總投資的30%，其余資金利用銀行貸款籌措，長期貸款利率考慮3.8%，借款償還期均取8 年，殘值率為0；運(yùn)維費(fèi)率1%，財產(chǎn)保險按投資總額的0.4‰，人工成本按8 萬元/a；增值稅率13%，所得稅率25%；城市維護(hù)建設(shè)稅率7%，教育費(fèi)附加3%，地方教育附加2%。

4 成本分析

4.1 初始投資成本

文獻(xiàn)[4]提出了固定資產(chǎn)投資額的確定方法，兩種充放電方案下，項目總投資均為1 019 萬元，總投資單位造價2 038 元/kW·h，如表3 所示。

表3 總概算表

4.2 儲能運(yùn)營成本

儲能成本包括折舊費(fèi)、固定修理費(fèi)、工資福利等、保險費(fèi)、材料費(fèi)、利息支出。

4.3 平準(zhǔn)化度電成本

LCOE 的全稱“Levelized Cost of Energy”，也就是平準(zhǔn)化度電成本，是對項目生命周期內(nèi)的成本和發(fā)電量進(jìn)行平準(zhǔn)化后計算得到的發(fā)電成本，公式如下：

式中：I0為項目的初始投資；VR為固定資產(chǎn)的殘值；An為第n 年的運(yùn)營成本；Dn為第n 年的折舊；Pn為第n年的利息；Yn為第n 年的發(fā)電量；i 為折現(xiàn)率（取6.5%）；n 為電站壽命。

相類似的，儲能的全生命周期成本即平準(zhǔn)化儲能成本（Levelized Cost of Storage，LCOS）。LCOS 可以概括為一項儲能技術(shù)的全生命周期成本除以其累計傳輸?shù)碾娔芰炕螂姽β剩从沉藘衄F(xiàn)值為零時的內(nèi)部平均電價，即該項投資的盈利點(diǎn)。

4.3.1 兩充兩放方案的平準(zhǔn)化度電成本LCOS

按照公式（1），當(dāng)采用每天兩充兩放的方案時，可以算出平準(zhǔn)化儲能度電成本LCOS 為0.69 元/kW·h，如表4 所示。

表4 兩充兩放方案的平準(zhǔn)化度電成本

4.3.2 一充一放方案的平準(zhǔn)化度電成本LCOS

按照上述公式，當(dāng)采用每天一充一放的方案時，可以算出平準(zhǔn)化儲能度電成本（LCOS）為1.41 元/（kW·h），如表5 所示。

表5 一充一放方案的平準(zhǔn)化度電成本

4.3.3 方案對比

綜上可見，采用每天兩充兩放方案的平準(zhǔn)化儲能度電成本LCOS 更低，比每天一充一放方案的LCOS降低了51%，因此每天兩充兩放的方案更優(yōu)。

4.3.4 可行性判斷方法

通過分析平準(zhǔn)化儲能度電成本LCOS，可以提出判斷用戶側(cè)儲能項目可行性的方法：當(dāng)儲能用于削峰填谷（平）時，若其平準(zhǔn)化儲能度電成本LCOS 小于峰谷（平）平均電價差，則認(rèn)為儲能可以獲利。

目前，廣東珠三角六市（廣州、東莞、珠海、佛山、中山、惠州）削峰填谷（平）平均電價差為0.747 元/（kW·h），粵北山區(qū)（云浮、河源、梅州、韶關(guān)、清遠(yuǎn)）削峰填谷（平）平均電價差為0.625 元/（kW·h）。因此，可以判斷：

1）每天一充一放方案的平準(zhǔn)化儲能度電成本LCOS 遠(yuǎn)高于廣東的峰谷價差，因此該方案不具備可行性。

2）兩充兩放時，按照每天兩充兩放方案的平準(zhǔn)化儲能度電成本LCOS 0.69 元/（kW·h），僅考慮削峰填谷（平）收入時，廣東珠三角六市更適合開發(fā)用戶側(cè)儲能項目，而粵北山區(qū)則不適合開發(fā)用戶側(cè)儲能項目。

5 經(jīng)濟(jì)性分析

文獻(xiàn)[5]提出了財務(wù)可行性評價的指標(biāo)計算方法，財務(wù)可行性評價的指標(biāo)常用的有凈現(xiàn)值（NPV）、內(nèi)部收益率。

如表6 所示，以資本金內(nèi)部收益率（IRR）6.5%為判斷基準(zhǔn)，則考慮合同能源管理營業(yè)收入10%分享給客戶后，兩充兩放方案的資本金內(nèi)部收益率為9%，靜態(tài)項目回收期（融資）8.53 年，財務(wù)凈現(xiàn)值39 萬元，財務(wù)評價可行；一充一放方案的資本金內(nèi)部收益率為4.72%，靜態(tài)項目回收期（融資）14.8 年，財務(wù)凈現(xiàn)值-64 萬元，財務(wù)評價達(dá)不到基準(zhǔn)收益率要求。雖然一充一放方案峰谷價差更高，但是由于電池容量衰減率為2%/a，一充一放方案回收期過長，因此資本金內(nèi)部收益率比兩充兩放方案低。

表6 項目經(jīng)濟(jì)性

6 結(jié)論

采用每天兩充兩放方案的平準(zhǔn)化儲能度電成本LCOS 更低，兩充兩放方案資本金內(nèi)部收益率更高，回收期更短，因此兩充兩放的方案最優(yōu)。當(dāng)儲能用于削峰填谷（平）時，若其平準(zhǔn)化儲能度電成本（LCOS）小于峰谷（平）平均電價差，則認(rèn)為儲能可以獲利。因此僅考慮削峰填谷（平）收入時，廣東珠三角六市（廣州、東莞、珠海、佛山、中山、惠州）更適合開發(fā)用戶側(cè)儲能項目。