基于環境效應視角的儲能經濟性研究

摘要：為了探究儲能的環境效益、促進儲能規模化發展，通過將儲能納入綠證市場和碳市場，提出了儲能參與綠證市場和碳市場的計量方法，建立了基于環境效應視角的儲能經濟效益模型。結合中國各區域電網的排放因子，對儲能的經濟性進行了深入研究。研究結果表明：儲能納入綠證和碳市場后，可以提高儲能的經濟性，但整體效果有限，且與電化學儲能相比，現階段抽水蓄能經濟性更優。從儲能類型來看，抽水蓄能參與綠證市場較優，電化學儲能參與碳市場較優；從區域電網來看，華北、東北、西北電網區域的儲能參與碳市場有較好的經濟性。

關 鍵 詞：儲能經濟性； 環境效應； 抽水蓄能； 電化學儲能； 綠證市場； 碳市場

中圖法分類號： F426；TK02 文獻標志碼： A

DOI：10.16232/j.cnki.1001-4179.2025.03.003

0 引 言

構建以新能源為主體的新型電力系統是實現“雙碳”目標的重要途徑。隨著以風電、光伏為主的新能源大規模接入電網，將不可避免地影響電力系統運行的安全穩定性，如何在推進新能源高質量發展的同時，保障電力系統的安全穩定運行，是目前面臨的重大挑戰［1-5］。儲能技術不僅可以有效解決新能源的隨機性、間隙性、波動性問題，提高新能源消納率，而且還能提高電力系統運行的安全性和穩定性，是實現新能源高質量發展和保障電力系統安全穩定運行的重要保障［6-11］。然而，儲能作為推動能源綠色低碳轉型的有力支撐，對其在減排貢獻方面尚未形成科學、統一的認識，在綠證、碳交易等環境權益市場其環境價值也尚未得到合理體現。

近年來，國內外學者圍繞儲能的經濟性和環境效應開展了研究。在儲能經濟性研究方面，張楚等［12］在多應用場景下對儲能進行了優化配置和經濟效益分析，提出了各應用模式下的最優配置及營收模式；李建偉等［13］建立了儲能配置方案最優經濟性測算模型，分析了新能源配儲參與電力現貨市場的配置方案和經濟性；曹子沛等［14］基于各地區儲能電站的調峰政策，證明了采用“租賃+調峰補貼”方式的儲能電站已具備投資價值；索克蘭等［15］針對電池儲能系統參與電力系統存在的問題，提出了提升電池儲能系統經濟效益的建議；還有研究通過測算各類儲能的度電成本，比較了各類儲能在不同規模、年利用小時數情況下的經濟性［16-19］。在儲能環境效應研究方面，李軍徽等［20］認為儲能系統能減少火電機組調峰負擔，增加風電接納空間；Hou等［21］從環境效益貢獻角度出發，提出了風電一體化電力系統抽水蓄能的調峰容量優化分配方法；鄭婉婷等［22］基于綠證-碳交易機制，提出了電-氫-氣混合儲能容量優化配置方法；談竹奎等［23］從低碳園區角度出發，建立了計及碳排放風險約束的低碳園區儲能容量規劃模型，并通過算例驗證了模型的有效性。總體來看，當前文獻對儲能經濟性研究較少考慮到其環境價值，且針對儲能產生的環境效益定量研究也較少。

因此，基于現行電價機制，從環境效益視角出發，提出儲能環境價值在綠證和碳市場中的計量方法，并通過全生命周期方法，構建基于環境效應視角的儲能成本收益模型，同時結合各區域電網的排放因子，對中國儲能的經濟性進行了深入研究，以期為儲能參與環境權益市場及規模化發展提供參考。

1 儲能經濟性評估模型

1.1 投資成本模型

目前，中國用戶側儲能主要以電化學儲能為主，投資成本主要包括初始投資成本、運維成本、資金成本、充電成本和電站殘值。

（1） 初始投資成本。

初始投資成本是指儲能電站在建設初期一次性投資的資金，主要包括電站的設計、設備的采購、工程的施工等所產生的費用，一般按單位千瓦投資乘以裝機容量來計算。

式中：C1為初始投資成本；CQ為單位容量成本；Q為額定容量。

（2） 運維成本。

運維成本是儲能電站每年在運行和維護過程中產生的總費用，主要包括儲能電站的維護保養費、折舊費、人工費等，一般按初始投資成本的一定比例進行估算［24］。

式中：C2為運維成本；μ為運維成本系數；C1為初始投資成本；r為折現率；n為運行年份；N為電站的使用壽命。

（3） 資金成本。

資金成本是儲能電站在建設、運行期所產生的貸款利息。

式中：C3為資金成本；In為貸款利息。

（4） 充電成本。

充電成本是儲能電站在整個運行周期從電網或發電電源處充電所需要花費的總費用。

式中：C4為充電成本；Pc為充電價格；En為第n年的充電電量；η為電站的系統能量效率。

（5） 電站殘值。

電站殘值是儲能電站使用壽命終止后的剩余價值，一般采用電站殘值回收率進行計算。

式中：C5為電站殘值；γ為電站殘值回收率。

（6） 年發電量。

年發電量是儲能電站在一年內的總發電量。

式中：En為儲能電站在第n年的發電量；T為儲能電站的年循環次數；θDOD為電站的充放電深度；φ為電站的平均容量衰減系數。

1.2 投資收益模型

1.2.1 電量收益

（1） 電源側儲能。在兩部制電價下，抽水蓄能以電量電價回收抽水、發電的運行成本，在實際運行中，多以抽水電價按燃煤發電基準價的75%執行，上網電價按燃煤發電基準價執行，實現抽發平衡。現階段，電化學儲能暫無統一的電價機制，本文假定電源側電化學儲能電價機制也實行兩部制電價，以方便比較兩種儲能類型的經濟性。

（2） 用戶側儲能。在峰谷電價機制下，用戶側儲能可通過在電價高峰期放電、低谷期充電，實現峰谷電價差套利。用戶側儲能的電量收益主要來自于電力系統負荷高峰期的放電收益。

式中：W1為用戶側儲能的電量收益；Pd為放電價格；En為儲能電站在第n年的發電量。

1.2.2 容量收益

（1） 電源側儲能。在兩部制電價下，電源側抽水蓄能電站收益主要來源于容量電價收益，由相關政府主管部門核定。本文假定電源側電化學儲能電價機制與抽水蓄能電價機制一致。

（2） 用戶側儲能。在現行電價機制下，用戶側儲能無容量電價機制，中國電力輔助服務市場發展仍處于初級建設階段，交易品種也尚不完善，因此暫不考慮其容量收益。

式中：W2為電源側儲能收益；Pa為電源側儲能的容量電價。

1.2.3 環境收益

在電力系統中配置儲能電站，可以通過將新能源棄電存儲起來在負荷高峰放電，進而增加清潔能源發電量，減少火力發電量，最終降低電力系統的總體碳排放。現階段，清潔能源電力的環境收益主要可以通過參與綠證和碳市場交易來實現。

（1） 綠證市場。綠證是中國可再生能源電量環境屬性的唯一證明，通過對可再生能源電力頒發綠證以體現可再生能源電力的環境價值。根據《國家發展改革委 財政部 國家能源局 關于做好可再生能源綠色電力證書全覆蓋工作 促進可再生能源電力消費的通知》（發改能源〔2023〕1044號），中國綠證主要針對可再生能源項目的上網電量核發綠證。儲能雖然是二次發電，但在電力系統中配置儲能后，儲能可通過提高電網對清潔能源的接納、配置和調控能力，減少可再生能源的棄電量，即讓原本未上網的可再生能源電量（相應綠證也未核發）實現上網（相應綠證也實現核發），所以應對儲能發電中的可再生能源電量頒發綠證，以體現儲能對整個電力系統中的環境價值。此外，國家能源局在《對十四屆全國人大一次會議第7024號建議的答復》中表示“為避免重復計量，抽水蓄能暫不納入綠證核發范圍”，主要是考慮在電力系統中配置儲能后綠證權益的歸屬和計算問題，暫未納入核發范圍，但并未否認儲能對整個電力系統中的環境價值。公式（9）為儲能參與綠證市場的環境效益計算公式。

式中：W3為儲能參與綠證市場的環境收益；En為儲能電站在第n年的發電量；fn為第n年地區火電發電量占比（2022年全國火電發電量占比為69.8%）；Pg為綠證的單位價格（根據中國綠色電力證書交易平臺數據，隨著綠證實現可再生能源全覆蓋，綠證價格在5～30元/MWh之間，考慮隨著儲能納入綠證市場，綠證供給會進一步增加，在需求不變的情況下，綠證單位價格將有所下降，因此本文綠證單位價格取10元/MWh。

（2） 碳市場。碳市場主要針對存在融資、關鍵技術等方面障礙的減排項目，通過核算減排量的方式以體現項目的環境價值。基于國家核證自愿減排量（CCER）方法學體系，通過設置基準線情景（系統內無儲能）和項目情景（系統內有儲能）2種情景來核算儲能的減排量。

在基準線情景中，在負荷低谷時段，無儲能下，為保持系統電力電量平衡，火電雖然會壓低出力，但也可能影響到火電的發電效率，反而導致碳排放增加，且在新能源大發時段，還將導致新能源產生大量棄電量；在負荷高峰時段，由于沒有儲能進行頂峰出力，則需要其他電源（目前主要以火電為主）進行頂峰出力，從而增加相應碳排放量。基準線情景下，由于負荷低谷時段的火電碳排放量影響因素較多且缺失相關資料，因此，本文僅考慮負荷高峰時段的碳排放量，計算公式簡化為：系統的碳排放量=原本儲能應頂峰發出的電量×區域電網排放因子。

在項目情景中，在負荷低谷時段，儲能可改善火電運行工況，吸收系統內多余電量，但由于改善火電運行工況的減排量較難估計且缺失相關資料，因此，本文將負荷低谷時段的碳排放量簡化為儲能充電電量×火電發電量占系統總電量比例×火電排放因子；在負荷高峰時段，儲能進行頂峰出力，發出清潔電源，碳排放為0［25］。

根據中國自愿減排項目方法學，項目減排量為項目基準線排放量減去項目排放量。因此，在電力系統中配置儲能后的環境收益為配置儲能后電力系統的減排量×減排量的單位價格。

式中：W4為儲能參與碳市場的環境收益；Rn為第n年儲能的減排量；Pccer為CCER的單位價格（根據復旦大學可持續發展研究中心數據，2023年全國CCER價格在60 元/t左右）；En為儲能電站在第n年的發電量；Fn，grid為區域電網排放因子；Fn，tp為火電排放因子（按2022年度全國電網平均碳排放因子0.570 3 t CO2/MWh計算）。

1.3 經濟評價指標

（1） 凈現值。

凈現值是未來資金流入現值與未來資金流出現值的差額。

式中：NPV為凈現值，若NPV≥0，則說明項目在滿足基準收益率要求的盈利水平上還能獲得超額收益；（CI-CO）n為第n年儲能電站的現金凈流入；i0為基準收益率。

（2） 內部收益率。

內部收益率是凈現值等于零時的折現率。

式中：IRR為內部收益率。

基于環境效應視角下的儲能經濟性評估流程如圖1所示。

2 算例分析

2.1 儲能電站參數

目前，中國儲能電站主要以抽水蓄能和電化學儲能（磷酸鐵鋰電池）為主，因此，本文主要以抽水蓄能和電化學儲能（磷酸鐵鋰電池）電站為例，對儲能電站的經濟性進行算例評估。抽水蓄能和電化學儲能作為兩種主要的儲能方式，各有其獨特的特點，抽水蓄能具備技術成熟、單位成本低、壽命長、容量大等特點，電化學儲能具備建設條件要求低、響應速度快、轉換效率較高等特點。但為了盡可能對比抽水蓄能和電化學儲能在同等條件下參與綠證和碳交易市場對其經濟性的影響。假定儲能電站的裝機容量為100 MW，持續放電時間均為4 h，儲能電站的初始投資成本中自有資金均為30%，貸款比例均為70%，貸款利率均為中國人民銀行5 a期以上的貸款市場報價利率3.85%（根據中國人民銀行授權全國銀行間同業拆借中心公布的2024年7月LPR報價），高峰放電價格為1元/kWh（日高峰時段4 h），平時段放電價格為0.6 元/kWh（日平時段8 h），低谷充電價格為0.3 元/kW·h（日低谷時段12 h）。抽水蓄能和電化學儲能的具體參數見表1。

2.2 經濟性評估

2.2.1 電源側儲能經濟性評估

按目前兩部制電價機制，應根據抽水蓄能電站建設和維護成本等，按6.5%的內部收益率倒推電站的容量電價，但為了盡可能對比抽水蓄能和電化學儲能在同等條件下參與綠證和碳交易市場對其經濟性的影響，假設抽水蓄能和電化學儲能的容量電價均為已核17座電站的加權單位容量價格。根據國家發展改革委發布的《國家發展改革委關于抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知》（發改價格〔2023〕533號），17座擬投運抽水蓄能電站核定容量價格在471.18～690.36元/kW之間，加權平均容量價格為566.20 元/kW，因此，儲能電站的容量價格取566.20元/kW。

通過算例分析，儲能納入綠證和碳市場后，儲能的經濟性有所上升但整體有限。從儲能類型來看，與電化學儲能相比，現階段電源側抽水蓄能電站經濟性更優。從市場來看，抽水蓄能參與綠證市場對其經濟性提升更優，而電化學儲能參與碳市場對其經濟性提升更優。主要原因是抽水蓄能運行壽命長，在全生命周期內發出的清潔電量較多，相應申請的綠證數量也較多，因此更適合參與綠證市場；而電化學儲能系統能量效率較高，雖然在全生命周期內發出的清潔電量有限，但充電消耗電量也較少，因此更適合參與碳市場。算例結果詳見圖2。

2.2.2 用戶側儲能經濟性評估

通過算例分析，儲能納入綠證和碳市場后，儲能的經濟性有所上升但整體有限。從儲能類型來看，與電化學儲能相比，現階段用戶側抽水蓄能電站經濟性更優。從市場來看，抽水蓄能更適合參與綠證市場，電化學儲能更適合參與碳市場。算例結果詳見圖3。

3 各區域電網儲能經濟性評估

3.1 各區域電網基準線排放因子

中國區域電網基準線排放因子是指電網在運行過程中每單位發電量所產生的二氧化碳排放量。由于各

區域電網的發電量及發電結構不同，因此各區域電網的排放因子也不同，根據生態環境部最新發布的2021年區域電網排放因子（表2），深入對比分析各區域電網中儲能電站參與碳市場的經濟效益。

3.2 各區域電網儲能經濟性評估

考慮各區域電網排放因子后，通過算例分析，從區域電網來看，華北、東北、西北電網區域的儲能電站參與碳市場對其經濟性有正向影響，主要原因是其區域電網排放因子較高，基準線情景排放量較高，因此在電力系統中配置儲能后減排效果較好；而華東、華中、南方電網區域的儲能電站參與碳市場對其經濟性影響有限，主要原因是其區域電網排放因子較低，基準線情景排放量較低。從儲能類型來看，儲能參與碳市場對電化學儲能的經濟性影響更大，主要原因是與抽水蓄能相比，電化學儲能充放電效率更高。算例結果詳見表3。

4 結 論

儲能作為充分開發利用新能源和保障電力系統安全穩定運行的有力支撐，近年來得到了快速發展和應用。本文基于環境效應視角，提出了儲能環境價值在綠證市場和碳市場中的計量方法，建立了基于環境效應視角的儲能全壽命周期經濟效益評估模型，并結合各區域電網排放因子，進行了算例仿真分析，得出以下主要結論：

（1） 儲能參與綠證市場和碳市場可以提高儲能的經濟性，但整體效果有限。與電化學儲能相比，現階段抽水蓄能的經濟性更優。

（2） 基于抽水蓄能和電化學儲能各自的特點，抽水蓄能更適合參與綠證市場，電化學儲能更適合參與碳市場。

（3） 考慮各電網區域排放因子后，從區域電網來看，華北、東北、西北電網地區的儲能電站參與碳市場有較好的經濟性。

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（編輯：黎 剛）

Research on economy of energy storage from perspective of environmental effects

LIU Xingju1，TIAN Siyuan2，DING Guangxu2，GAN Hengyu1，KOU Zhong1

（1.Guizhou Wujiang Hydropower Development Co.，Ltd.，Guiyang 550002，China； 2.PowerChina Guiyang Engineering Co.，Ltd.，Guiyang 550081，China）

Abstract： In order to explore the environmental benefits of energy storage and promote large-scale development of energy storage，by incorporating energy storage into the green certificate market and carbon market，a measurement method of energy storage participation in the green certificate and carbon market is proposed.Further an economic benefit model of energy storage based on the perspective of environmental effects is established.Combined with the emission factors of various regional power grids in China，the economy of energy storage is deeply studied.The results show that the economy of energy storage can be improved after the inclusion of green certificate and carbon market，but the overall effect is limited，and compared with electrochemical energy storage，pumped storage currently has better economic efficiency.From the perspective of energy storage type，pumped storage can get better benefits to participate in the green certificate market，and electrochemical energy storage is recommended to participate in the carbon market.From the perspective of regional power grids，the participation of energy storages in North China，Northeast China and Northwest China power grids have a good economy to join the carbon market.

Key words： energy storage economy； environmental effect； pumped storage；electrochemical energy storage；green certificate market； carbon market

收稿日期：2024-07-08 ；接受日期：2024-09-09

基金項目：國家重點研發計劃項目（2022YFC3004402）

作者簡介：劉興舉，男，高級工程師，碩士，研究方向為水利水電工程、儲能經濟性及價格機制。E-mail：34233879@qq.com

通信作者：田思源，男，工程師，碩士，研究方向為水利水電工程、儲能經濟性及價格機制。E-mail：526257779@qq.com

Editorial Office of Yangtze River. This is an open access article under the CC BY-NC-ND 4.0 license.