大工業用戶側電池儲能系統的經濟性

袁家海，李玥瑤

（華北電力大學 經濟與管理學院，北京 102206）

經濟發展突飛猛進，電網中現有的配變電設備容量已經無法滿足日益增加的高峰負荷要求，從而對電力系統規模和設備提出了新要求[1]。若只依靠擴大投資規模增加裝機容量，或者對輸配電線路進行升級擴容，將耗費巨大，而且會提高用電費用[2]。然而用戶側配置儲能系統是解決以上問題的有效途徑之一。

目前，已有許多文獻對用戶側儲能經濟性進行了研究。文獻[3]分析了工業用戶側儲能在峰谷套利收益模式下的電池選型及最優經濟性的配置方案。文獻[4]建立了包括發電側、電網側、用戶側和政府補貼的儲能電站收益模型，但用戶側只考慮了峰谷套利帶來的經濟效益。文獻[5]分析了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，但成本方面只計算了儲能系統的投資成本和運行維護成本。文獻[6]建立了儲能全壽命周期成本模型和用戶側收益模型并利用NPV、IRR等經濟評價指標對浙江工商業用戶進行了效益分析。文獻[7]提出了適用于不同類型電池儲能的全壽命周期模型，給出了用戶側電池儲能選型和有效降低成本的建議。

現有的文獻大都存在成本收益模型考慮不全面的問題，且都只考慮了全壽命周期成本，沒有考慮其度電成本。本文以并網型負荷+儲能系統的大工業用戶為研究對象，計算電池儲能系統的全壽命周期成本和度電成本，通過LCOE模型和IRR模型來比較國內部分省市下四種電池儲能系統的經濟性，旨在為大工業用戶投資決策提供數據支撐。

一、建立成本收益模型

（一） 大工業用戶儲能系統成本分析

1.初始投資成本

初始投資成本由電池儲能成本和其他成本組成。其中，電池儲能成本包括電池本體成本、能量轉換裝置成本和必要的輔助設施成本；其他成本主要包括施工費、工程建設其他費等。因此，儲能項目的初始投資成本C1可表示為：

式中：Cbat為電池本體成本；Cpcs為能量轉換裝置成本；Cbop為 輔助設施成本；Celse為其他成本。

電池本體成本Cbat可表示為：

式中：Ce為 電池本體的單位能量價格；Erat為電池儲能的額定能量；?為電池儲能的轉換效率；Prat為電池儲能的額定功率；T為電池儲能的額定放電時間。

能量轉換裝置成本Cpcs可表示為：

式中：Cp為 能量轉換裝置的單位功率價格。

輔助設施成本Cbop可表示為：

式中：Cb為輔助設施的單位能量價格。

其他成本Celse可表示為：

式中：Cq為其他成本的單位功率價格。

2.更換成本

由于電池儲能中的電池本體壽命小于項目壽命，因此電池儲能系統的更換成本來源于電池本體。在項目壽命周期內，電池儲能每次的更換成本C2可表示為：

式中：α為電池儲能安裝成本的年均下(降比)例（文中設α=0）；n′為電池壽命；k為電池本體更換次數。，N為項目壽命周期。當為非整數時，k進1取整。

3.運營成本

電池儲能的運營成本包括保險費用、修理費用和運維成本等，項目期內運營成本C3可表示為：

式中：Cyw為單位功率下的年運行維護成本；c為資產殘值率；I和K分別是保險費率和綜合維修費率。

（二） 大工業用戶儲能系統收益分析

1.減少變壓器容量收益

采用專用變壓器供電的大工業用戶，通常根據自身最大負荷確定專用變壓器容量，若建設儲能系統，則可減少專用變壓器的容量。

式中：V1為 減少變壓器容量而節省的費用；Cby為 專用變壓器單位容量造價；Sby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。

2.減少電費收益

（1）減少基本電費

大工業用戶采用兩部制電價。本文基本電費采用按變壓器容量計費的方式，對于新投產用戶來說，若安裝儲能系統，變壓器規劃容量可適當降低，也就相應減少了用戶每月所交納基本電費。

每年減少基本電費V2為：

式中：Qby為按變壓器容量收取的基本電價。

（2）減少電量電費

峰谷分時電價應用于用戶側儲能系統之后，用戶側利用儲能裝置在低谷時充電，在高峰時放電，從而實現峰谷價差套利，減少電量電費。

年價差收益V3為：

式中：Qd為放電電價；Qc為 充電電價；d為設備衰減率；Ecn為 第n年 的充電電量；Edn為 第n年的放電電量。

二、電池儲能系統經濟性評價指標

（一） LCOE模型

度電成本的計算對于在容量型場景應用的儲能技術經濟性評估具有重要指導意義[8]。為了使其更符合實際情況，本文除考慮儲能技術的使用壽命外，還考慮了電化學儲能技術的容量衰減問題。本文利用LCOE模型，通過計算大工業用戶電池儲能系統全壽命周期的總成本支出的折現值與其在壽命周期內能量產出的經濟時間價值的比值，得到此儲能項目的度電成本，其推導過程為：

LCOE是凈現值（NPV）為零時的發電成本，此時該項目恰好能滿足基準收益率。當凈現值為零時，收入凈現值等于支出凈現值，如公式（14）所示：

公式（14）中，Revenuesn為項目每年收入；Costn為項目每年成本；r為貼現率。公式（15）中，NPV為項目凈現值；PVn為項目每年凈現金流折現值。當NPV=0時，項目全壽命周期的收入可用度電成本（LCOEn）和儲能年放電量（Edn）的積表示，如公式（16）所示。若 LCOEn的年值為常數，可將公式（16）轉化為公式（17）。此處需要注意的是，所有成本和儲能放電量的折現都是從項目開始建設起算即從n=0開始，成本包括初始投資成本，但初始投資成本需進行年化，轉化為每年的資本投資后再折現為現值。基于上述原始公式，可推導出適用于此儲能項目的完整計算公式：

式中：CAPEXn為 初始投資成本的年值；OPEXn為 年度運營支出；TAXn為 年度稅收；C為儲能系統容量；H為年利用小時數（年放電小時數）。

（二） 經濟評價指標

考慮資金時間價值，利用NPV、IRR兩個經濟評價指標對用戶側儲能項目進行經濟性評價。

1.NPV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。

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。

2.IRR計算

若IRR≥預期收益率，說明項目在經濟效果上可行。

三、算例分析

（一） 基礎數據

我國大工業用戶在不同時間，電價是不一樣的；甚至在不同的月份，電價也會有所差別。一般都要分為峰時電價、平時電價、谷時電價，在夏季還會出現尖峰電價，我國部分地區的大工業用戶電網售電價格見表1。

表1 各省大工業用電銷售電價表（電壓等級選取的是1?10千伏）

（二） 參數設置

1.儲能參數

以10 kV大工業用戶建設一個裝機容量為100 kW的儲能系統為例，在北京城區采取低谷充電、高峰放電，額定充放電時長各為2 h。假設項目周期N為20 a，不考慮電池儲能初始投資成本的下降，貼現率為8%，電池儲能每天以額定功率完全充放電1次，每年運行365 d，電池壽命周期內衰減率為20%。本文研究的主要類型有鉛碳電池、鈉硫電池、磷酸鐵鋰電池（以下簡稱“鐵鋰電池”）和全釩液流電池（以下簡稱“液流電池”），其具體成本和技術性能參數如表2所示。

表2 四種用戶側電池儲能的成本和技術性能參數

2.財務參數

本文利率按照中國人民銀行公布的長期貸款利率4.9%計算，貸款年限為15年，折舊時間為20年，殘值率為5%。此外，假設本文的初始投資安排是貸款占80%、自有資金占20%，基準收益率為8%。由于現階段我國儲能產業相關政策還存在明顯的缺口和不足，還沒有適用的補貼政策，因此本文借鑒光伏發電項目的稅收政策，執行“三免三減半”政策，項目自取得第一筆生產經營收入所屬年度起，企業應交納的所得稅稅率前三年為0%，第四到六年為12.5%，之后為25%。另外設置增值稅率為13%，城市維護建設稅率為5%，教育附加費率為3%。具體變量參數見表3。

表3 關鍵變量與財務參數設置匯總表

（三） 結果分析

按照模型和參數設定，以10 kV大工業用戶建設100 kW的儲能系統為例，分別對四種電池儲能系統進行計算，得出的度電成本、全投資凈現值和全投資內部收益率如表4所示。

表4 10 KV大工業用戶儲能系統投資收益分析

通過四種典型電池儲能的LCOE對比可以發現，電池儲能的LCOE平均值約為0.78元/kWh，電化學儲能項目的度電成本主要受初始投資成本因素的影響，不同電池的儲能系統經濟性偏差較大，最大偏差可達0.83元/kWh。電化學儲能中經濟性較好的為鉛碳電池和鐵鋰電池，其度電成本分別可達0.49元/kWh和0.54元/kWh，但與抽水蓄能的度電成本0.1～0.2元/kWh相比仍然偏高。

從圖1可知，除了液流電池的凈現值小于0、內部收益率低于基準收益率（8%）以外，其余的3種電池儲能均具有一定的經濟性。鉛碳電池和鐵鋰電池的凈現值與內部收益率較高，與鈉硫電池和液流電池相比具有較好的經濟性，收益展望比較樂觀。這是由于鉛碳電池和鐵鋰電池的初始投資成本以及運維成本相比于其他兩種電池較低導致的，其中，運維成本中的保險費用和綜合維修費用是由初始投資成本決定的，而初始投資成本中，占比最高的是電池本體成本，基本占比在40%以上。因此，電池本體成本的高低對大工業用戶側儲能系統的經濟性而言具有重要作用。

圖1 四種電池儲能系統的全投資IRR與全投資NPV

（四） 國內其他地區大工業用戶儲能經濟性

將模型應用于國內其他地區進行測算，可得出四種儲能電池在不同省份的內部收益率，結果如圖2所示。為了選取的省份具有代表性，文中既選了上海、深圳和江蘇這種峰谷價差較高的省份，也選了青海、河北和寧夏這種峰谷價差較低的省份。通過對比各省的內部收益率和峰谷價差可知，峰谷價差總體趨勢和內部收益率是一樣的，因此峰谷價差對大工業用戶側儲能項目的經濟性有很大影響。由前文可知，在當前儲能系統成本和減少變壓器容量收益一定的情況下，各地區經濟性差異在于不同的基本電價和峰谷價差。基本電價和峰谷價差高的省份，其項目收益就高，內部收益率也就隨之偏高。

圖2 四種儲能電池在部分省市的IRR和峰谷價差

另外，可以發現在大工業用戶側使用鉛碳電池和鐵鋰電池作為儲能系統已經具備明顯的經濟競爭優勢。除了青海、冀北和寧夏以外，其余省市大工業用戶配備鈉硫電池儲能系統的IRR也有著較好的經濟效益。最后，液流電池由于其成本過高，除了上海和江蘇達到了基準收益率（8%）以外，對于峰谷價差較低的省份來說均無法達到基準收益率，不具備較好的經濟性。綜上所述，四種儲能電池在大工業用戶側的經濟性排序為鉛碳電池>鐵鋰電池>鈉硫電池>液流電池。

四、敏感性分析

（一） 放電時間的影響

由本文成本收益模型可知，放電時間既與電池本體成本相關，又與儲能系統的放電量相關。因此，放電時間對儲能項目的LCOE和IRR具有復雜且重要的影響。按照前文設定的參數，放電時間選取1 h，2 h，3 h，4 h，5 h這5種情況，結果如圖3所示。通過對放電時間進行敏感性分析可知，四種儲能電池的變動曲線走向十分相似，隨著放電時間的增長，不管是LCOE還是IRR都會呈現下降的趨勢且變動的逐漸緩慢。其中，液流電池的LCOE降低幅度最大，鐵鋰電池的LCOE降低幅度最小，放電時長每延長1 h，這兩種電池的LCOE分別可以便宜0.02～0.20元/kWh和0.01～0.11元/kWh，四種電池的IRR均降低明顯。

（二） 能量轉換效率的影響

能量轉換效率是指一個能量轉換設備所輸出可利用的能量相對其輸入能量的比值。能量轉換效率的高低影響著儲能項目的減少電量電費收益，也影響著電池本體成本。本文在其余參數不變的情況下，敏感性分析中能量轉換效率設定了70%，75%，80%，85%，90%，95%這6個值。結果如圖4可知，能量轉換效率對用戶側儲能項目的LCOE和IRR皆有著重要的影響。從不同能量轉換效率的LCOE以及IRR的變動趨勢來看，四種儲能電池均隨著能量轉換效率的提升呈現LCOE下降和IRR上升。其中，液流電池的LCOE下降趨勢最明顯，能量轉換效率從70%上升到95%的過程中，鈉硫電池和鐵鋰電池的收益水平差距基本保持不變。

圖4 不同能量轉換效率的LCOE和全投資IRR變動圖

（三） 峰谷價差的影響

我國的峰谷電價比多為2～4倍左右，國外的峰谷電價比一般為5～8倍左右，在緊急情況下可達到9～10倍。在其余參數不變的情況下，以北京城區的谷價為基準，分別設置峰谷電價比為2倍、4倍、6倍、8倍和10倍進行敏感性分析。結果如圖5所示，峰谷價差對電池儲能的LCOE無影響，但對電池儲能的收益水平影響巨大。隨著峰谷電價比的倍數增大，四種電池儲能的經濟性具有明顯的提升且收益水平差距明顯拉大。

圖5 不同峰谷價差的LCOE和全投資IRR變動圖

五、討論

通過以上敏感性分析可以得出，放電時間、能量轉換效率和峰谷價差對項目的LCOE和IRR均有一定的影響，但無論這3個因素如何變化，鉛碳電池和鐵鋰電池均具有良好的收益性，鈉硫電池和液流電池的收益性均相對較弱。

隨著世界各國紛紛制定碳中和目標，我國也提出努力爭取在2060年前實現碳中和。這意味著在未來的市場環境中，儲能會被大量需要，因為電力系統消納能力有限，發展新能源需要儲能進行調節和優化。在2021年電價新一輪調整之后，有些省份峰谷價差進一步縮小的情況下，用戶側儲能在未來又該如何定位？如何發展？為推進用戶側儲能的快速發展，本文從以下幾個層面來進行討論。

（一） 國家政策層面

國家和各地方已經出臺了許多儲能的相關措施，但這些文件大部分都只是從宏觀層面鼓勵儲能發展，并沒有出臺一個非常明確的指導性意見。首先，需盡快確定儲能的身份問題，儲能到底應核定為發電、用電還是輸電環節？沒有確定身份就會產生核準、備案、計量和結算難的問題。其次，儲能的規劃研究稍顯滯后，在新能源規劃時應多加考慮納入配套儲能的可行性。

（二） 儲能市場層面

儲能系統從生產設計、安裝投運、驗收試用到后期運維再到廢后處理等環節都還沒有完善的行業標準，部分用戶為了減少初始投資成本而使用低性能的儲能設備，影響了儲能行業的健康發展。在未來，一方面，需建立完善的行業標準，讓用戶能夠配置到最合適、經濟性最好的儲能產品；另一方面，建立能夠充分反應儲能價值的市場化機制，還原儲能在市場中的商品屬性。

（三） 電價機制層面

大工業用戶側儲能收益中峰谷套利占絕大部分，現階段還難以擺脫峰谷價差依賴。因此，動態調整峰谷時段，擴大峰谷價差變得尤為重要。在未來，應加快完成峰谷價差動態調整機制的建立并積極探索儲能容量電費機制，向電力現貨市場方向發展。利用峰谷價差、輔助服務補償等市場化機制，促進用戶側儲能的發展。

（四） 儲能成本收益層面

大工業用戶側儲能雖然在理論上經濟性較好，但在實際運行中能量轉換效率、壽命等重要參數可能難以達到可研的測算條件，內部收益率將會低于預期測算。另外，隨著未來電價機制的完善，用戶側儲能收益將不再只依據靜態的峰谷價差，還會與市場需求聯系密切。因此，大工業用戶側儲能的發展不僅要有削峰填谷套利，還要積極投身于電力系統中尋找新的盈利模式。

六、結論

本文提出了適用于大工業用戶側電池儲能的成本收益模型，計算了不同省市下四種電池儲能系統的度電成本和內部收益率，比較了四種電池儲能系統的經濟性。主要結論如下：

電池儲能在實行兩部制計價的大工業用戶中具有多重收益使得在項目壽命周期內可產生明顯的經濟效益。但四種電池的度電成本，距離規模應用的目標成本0.3～0.4元/kWh還有一定的差距。內部收益率由高到低依次是：鉛碳電池>鐵鋰電池>鈉硫電池>液流電池。