第三方投資共享儲能電站商業模式及其經濟性評價

俞容江，陳致遠，尹建兵，王仁順，江全元

(1. 杭州市電力設計院有限公司，杭州310012；2. 國網浙江省電力有限公司杭州供電公司，杭州310016；3. 浙江大學電氣工程學院，杭州310027)

0 引言

隨著我國電力體制改革配套政策的落實，電網儲能的應用價值、商業化發展逐漸得到了市場的關注和認可。2017年9月國家發展改革委等五部門提出我國儲能產業未來兩個發展目標：“十三五”期間儲能由研發示范過渡到商業化初期，“十四五”期間由商業化初期向規模化發展轉變[1]。但目前我國儲能產業仍存在政策不夠完善，投資方承擔風險較高的問題，商業化進程較為緩慢。

目前關于儲能電站商業模式的研究已取得了一些成果。文獻[1]針對市場化初期階段，建立了合同能源管理模式下的儲能優化規劃模型。文獻[2]介紹了分布式儲能商業模式類型和差異，分析了政策法規對儲能商業模式的影響。文獻[3]結合儲能政策環境和我國電力體制現狀，對比了不同電網側儲能商業模式的投資回收機制以及利弊。文獻[4]結合儲能在配電網系統中多重應用場景，提出了“合作共贏”的新型商業模式。文獻[5]介紹了“免費午餐”、虛擬電廠等儲能商業模式以及經濟性評估方法。

隨著能源互聯網[6 - 8]和共享經濟的興起，共享儲能已經成為儲能在能源互聯網中應用的重要研究方向。文獻[9 - 11]分別對比了共享儲能模式同單用戶配置儲能模式在盈利能力、降低系統運行成本、降低儲能配置容量和安裝成本等方面的優勢。文獻[12]分別建立了分布式儲能和云儲能提供商投資模型，分析了云儲能在互補性和規模經濟方面的優勢。此外，國內學者對共享儲能降低售電公司儲能配置成本[13]和促進可再生能源消納[14]展開了研究，擴展了共享儲能的利益主體。已有儲能商業模式由于利益主體參與較少而導致儲能電站收益來源單一，而共享儲能由于其應用靈活，可以整合區域內儲能資源提供電力輔助服務，已經成為儲能產業的重要研究方向，但目前國內投資案例較少，國外研究集中于住宅區和用戶側，共享儲能參與主體仍不夠豐富。

針對上述問題，本文基于儲能多重應用場景和不同利益方之間的需求關系，構建了第三方投資共享儲能電站的商業模式，進行不同商業模式下儲能電站方案的經濟性評估，并采用改進后的粒子群算法進行儲能優化配置，最后針對儲能電池類型和配置容量對儲能電站收益的影響進行分析。

1 電化學儲能電站商業模式

1.1 儲能電站典型商業模式及問題

目前儲能電站典型商業模式主要包括合同能源管理模式和兩部制電價模式，如河南電網百兆瓦級電池儲能項目為合同能源管理模式[1]，大連全釩液流電站則采用兩部制電價政策[15]，本節對上述兩種商業模式進行介紹。

1.1.1 合同能源管理模式

合同能源管理模式是指能源服務公司和電力公司簽訂能源管理合同，按照合同約定條款進行獲益[4]，該商業模式下儲能電站應用場景包含峰谷電價套利、調頻服務以及備用電源等服務，其中峰谷套利、備用電源收益由電網按合同提供給能源服務公司，同時儲能電站可以降低電網線路損耗，延緩設備投資，從而達到雙贏的效果。

1.1.2 兩部制電價模式

儲能電站可參考抽水蓄能實行兩部制電價定價機制，投資方負責儲能電站投資、建設和運行維護，其中電量電價用于彌補電站充放電損耗，而容量電價用于補貼電站固定投資成本和準許收益，電網可以根據系統調節需求對儲能電站進行統一調度，滿足系統調峰、調頻需求[3]。

上述商業模式雖然在一定條件下可以保證儲能電站項目的收益，但由于儲能電站利益方主體參與較少，難以實現儲能多應用場景套利。因此，本文提出了第三方投資共享儲能商業模式。

1.2 第三方投資共享儲能商業模式

本文結合儲能電站多重應用場景，基于共享儲能理念梳理各利益方同儲能電站投資方之間的利益關系[16]，通過第三方投資共享儲能商業模式發揮其最大經濟價值，該商業模式示意圖如圖1所示，儲能電站投資方的收益來源于多利益方主體。

如圖1所示，來源于用戶方的收益需要電網側代收，然后投資方與電網方按照比例進行分攤；基于共享儲能理念，儲能電站可以提高電網對新能源發電的消納能力，減少棄風棄光電量，新能源方增加上網電量收益同投資方進行共享；儲能電站調頻收益來源于調頻性能較差的常規機組方，發電煤耗收益來源于需要儲能將其出力提升到經濟區間的常規機組。為保障儲能電站運營交易的效率和公平，可參考青海共享儲能示范電站構建基于區塊鏈技術的共享儲能交易平臺，其具有開放共識、交易透明等特點[17]，適用于共享儲能模式中多主體之間的交易。本文所提商業模式同青海共享儲能電站對比進一步擴大了儲能電站應用場景，可共同為某一區域范圍內的新能源電站、常規機組、電網以及各類型用戶提供服務，實現多主體利益方的共贏。

圖1 第三方投資共享儲能模式示意圖Fig.1 Diagram of third-party invested and shared energy storage model

2 共享儲能模式下儲能電站經濟性分析

2.1 投資成本

儲能電站的投資成本包括初始投資成本、運行維護成本和儲能電站殘值。初始投資成本包含儲能電池成本、儲能變流器(power conversion system, PCS)與電池管理系統(battery management system, BMS)成本、土建成本以及其他設施成本。主流電化學儲能技術參數見表1[18]，PCS、BMS成本分別取50萬元/MW和30萬元/MW；土建成本占儲能系統成本的比例取3%，液流電池取5%；其他設施成本比例取10%。運行維護成本和儲能電站殘值相關參數取值參考文獻[18]。

表1 不同電化學儲能技術參數對比Tab.1 Comparison of technical parameters of different electrochemical energy storage

為計算儲能裝置全壽命周期的年均收益，需要對儲能電站初始投資成本和回收殘值進行等年值折算，引入資本回收系數Ci(ir,Tlife)[11]。

(1)

式中：ir為貼現利率；Tlife為等效運行年限。

2.2 共享儲能商業模式下效益分析

2.2.1 峰谷套利

儲能電站通過在負荷低谷時充電，此時電價較低；在負荷高峰時放電，此時電價較高，儲能電站通過削峰填谷產生的收益R1可以表示為：

R1=Nes·(eh-el)

(2)

式中：Nes為儲能系統年均發電量，需考慮儲能系統充放電效率和儲能電池每年容量損耗；eh和el分別為負荷高峰和低谷電價。

2.2.2 調頻輔助服務

我國各區域電網調頻輔助服務的補償方式很大程度上都參考了美國PJM輔助服務市場[19]。根據 PJM市場規則，調頻服務收益包含容量收益和里程收益兩部分，儲能電站調頻服務年均收益R2為：

(3)

式中：N為儲能電站年運行天數；Prt,t為一天內儲能電站t交易周期內的平均調頻容量；Ere為調頻容量出清電價；Erf為里程出清電價；ηreg為儲能電站的歷史調頻性能系數；π為儲能里程與容量比例；Nreg為日調頻交易周期數。

考慮到調頻市場的容量有限，當電網中儲能容量增加時，其補償價格將會降低，因此計算收益時參考PJM市場根據快速調頻資源比例調整報價[19]。

(4)

式中：ηbf為調頻補償收益因子；PReg_pref為考慮調頻效果系數的調頻容量；pRegD為電網中快速調頻資源飽和點；PReg_req為調頻容量需求。

2.2.3 備用電源

儲能電站可作為省城保安電源和亞運會保供電中心，保障杭州2022年亞運會成功舉辦。采取儲能系統剩余電量期望值0.5Ees計算備用電源收益[20]，提高供電可靠性獲得收益R3為：

R3=0.5Ees·kCAIF·RIEA

(5)

式中：Ees為儲能額定容量，MWh；kCAIF為電網系統平均每年停電率，次/戶；RIEA為電網系統用戶停電損失衡量系數，元/kWh，可用杭州市單位電量的GDP產值衡量。

2.2.4 促進可再生能源消納

儲能電站可以快速調節功率，允許更高比例的可再生能源并網，采用儲能系統剩余電量期望值計算減少新能源發電常規備用容量收益R4為[20]：

R4=0.5Eesη·es

(6)

式中：η為儲能充放電效率；es為新能源備用容量電價，根據增加光伏上網電量收益測算。

2.2.5 延緩設備投資

當電網系統中某線路負荷超過其容量時，需要對電網進行升級擴建。儲能可以減少傳輸功率，延緩電網設備投資[20]；但儲能安裝容量過高時會削峰為谷，延緩設備投資的收益R5可用二次函數等效：

(7)

式中：kdelay為輸電設施擴容成本，萬元/MW；Pes為儲能額定功率，MW；Pc為拉平負荷曲線所需的臨界功率；id為通貨膨脹率；Δn為延緩年限，計算公式參考文獻[21]。

2.2.6 降低發電煤耗

儲能電站可以讓火電機組運行在經濟出力區間，減小發電煤耗從而獲得經濟效益。某電廠常規機組不同出力情況下指標參數見文獻[22]，對發電機單位煤耗進行非線性擬合，擬合優度R2為0.978，得到單位煤耗y1與發電機出力比例x之間的關系式為：

y1=147.24×e(-x/0.313 94)+313.78

(8)

同理可以得到廠用電率y2與發電機出力比例x之間的關系式y2=152.46×e(-x/0.097 55)+5.90， 可參考文獻[23]計算單位電量降低常規機組煤耗Δdcoal， 因此減少常規機組發電煤耗收益R6為：

R6=Nes·Δdcoal·pcoal

(9)

式中pcoal為標煤價格，取855 元/t[23]。

2.2.7 節能減排社會收益

儲能系統配置后可以代替常規燃煤機組提供電能，減少溫室氣體及污染物的排放，根據各項污染物的排放治理成本，儲能電站減排社會效益R7為：

R7=kpe·Nes

(10)

式中kpe為減少常規燃煤機組單位電量污染物的治理成本。

2.3 經濟性評價方法

本文選取年均收益、動態投資回收期和內部收益率(internal rate of return, IRR)對儲能電站進行經濟性評價[24]。

以第三方投資共享儲能商業模式為例，儲能電站項目年均收益為：

f=ks1·(R1+R3)+R2+ks2·R4+R5+R6+
R7-(Ci-Cr)·Ci(ir,Tlife)-Co

(11)

式中：f為儲能電站項目年均收益；R1～R7為儲能電站各應用場景下的收益；ks1、ks2分別為投資方與電網方和新能源方的分攤比例；Ci為投資成本；Co為運行維護成本；Cr為儲能電站殘值。

此外，動態投資回收期和內部收益率計算過程見文獻[24]，兩者分別代表考慮資金時間價值時收回項目投資所需時間和項目投資的盈利率。

2.4 優化算法

針對所提經濟性評價模型，以儲能電站年均收益為優化目標，決策變量為儲能配置容量，采用改進后的粒子群算法進行求解，包括選取自適應慣性權重和引入交叉操作，從而增強粒子的全局搜索能力，算法實現的具體流程參考文獻[25]。

3 儲能電站收益分析

3.1 算例基礎數據

浙江電網為典型的受端電網，高壓直流故障將會給浙江電網帶來很大的沖擊，并且隨著光伏、風電等新能源裝機容量的快速增加，電網調峰調頻需求也不斷增加，因此浙江電網對大規模儲能電站的需求日益增加。杭州市作為浙江電網區域經濟和電網負荷中心，本文以杭州市為例研究不同商業模式下的電化學儲能電站配置方案的經濟性。

杭州市2020年夏季最高負荷達到17 181 MW，截至2019年底，杭州市光伏累計裝機容量為1 217.41 MW。按照最高負荷為17 181 MW得到杭州市夏季典型日負荷曲線如圖2所示，以此作為儲能電站延緩設備收益測算參考。如圖2所示，杭州電網夏季典型日負荷曲線為“三峰三谷”模式，并且存在11:00—13:00之間的午間低谷，因此儲能電站持續時間設計為2 h。浙江省內目前抽水蓄能電站裝機容量為4 580 MW，假設其裝機容量的30%可用于杭州地區調峰需求；杭州電網調頻容量需求取最大負荷的3%和新能源裝機容量的10%。

圖2 杭州市夏季典型負荷曲線Fig.2 Typical summer load curve in Hangzhou

為滿足杭州電網午間短時調峰需求，結合杭州電網負荷變化規律和分時電價曲線(以杭州市大工業35 kV分時電價為例)，儲能電站調峰模式下充放電策略為：每日4:00—6:00充電第一次、每日8:30—10:30放電第一次；每日11:00—13:00充電第二次、每日19:00—21:00放電第二次。為避免儲能電站各應用場景指令沖突，儲能電站參與調頻時間取非調峰時段，每日平均調頻時長取12 h，備用電源服務通過留有一定比例死區備用容量滿足[26]，其余間接收益假設在政策支持下收益來源于對應利益方主體，不考慮具體指令，電站運行策略如圖3所示。

圖3 儲能電站多場景優化運行示意圖Fig.3 Illustration of multi-scenarios optimization operation of energy storage

假設儲能電站項目周期為15 a，按照循環壽命和年充放電次數可以得到電池更換方案，如磷酸鐵鋰電池容量每年衰減2.85%，衰減到80%時更換電池[27]。此外，儲能參與調頻服務時需要考慮電池更換成本增加，以磷酸鐵鋰電池為例，需要額外更換一次電池。根據文獻[18,20,21,23]和浙江電力現貨市場第三次結算試運行出清結果，儲能電站經濟性分析中部分參數取值如表2所示。

表2 儲能電站經濟性分析參數Tab.2 Economic analysis parameters of energy storage

3.2 第三方投資共享儲能商業模式

第三方投資共享儲能商業模式中儲能電站投資方收益來源于多利益方，以投資方與新能源方分攤比例為5:5、投資方與電網方比例為6:4為例，儲能電站年均收益隨安裝容量的變化關系如圖4所示。第三方投資共享商業模式下，當儲能持續時間為2 h時，三元鋰電池和全釩液流電池經濟性較差，鉛碳電池和磷酸鐵鋰電池儲能電站容量配置合理時具有一定的經濟性。儲能電站收益隨儲能安裝容量先增加后減小，因為當儲能容量增加到一定比例時，調頻補償價格會下降，儲能參與調頻服務的優勢降低，但隨著浙江省新能源裝機容量的增加和考慮浙江電網外來特高壓直流輸電比例較高的影響，杭州市對儲能的需求將會進一步增加。

圖4 儲能收益隨安裝容量變化關系Fig.4 Relationship between energy storage income and capacity

以鉛碳電池為例，采用改進后的粒子群算法得到儲能電站安裝容量為83.3 MW/166.6 MWh時經濟效益最高，年均收益為2 821.9萬元。同理，當使用磷酸鐵鋰電池時儲能電站最優安裝容量為80.0 MW/160.0 MWh，年均收益為2 599.1萬元。

以鉛碳電池為例，改變投資方與電網方分攤比例ks1、 投資方與新能源方比例ks2， 儲能電站年均收益如圖5所示。當兩者分攤比例均超過0.3時即可實現正收益，當兩者比例均超過0.5時(即等比例分攤)，第三方投資共享儲能商業模式年均收益超過合同能源管理模式，并且投資方與電網方分攤比例ks1對儲能電站年均收益影響更大。

圖5 不同分攤比例下儲能電站年均收益Fig.5 Average annual income of energy storage power stations under different allocation ratios

3.3 與其他商業模式對比

3.3.1 合同能源管理商業模式

由于國家鼓勵能源公司開展多領域節能服務，并且出臺了所得稅三免三減半優惠政策。按照能源服務公司和電網公司收益分攤比例為9:1[4]，不考慮稅率時合同能源管理模式儲能電站收益情況如表3所示。根據圖3和表3對比可知，在儲能電站配置容量和電池類型相同時，合同能源管理模式下儲能電站年均收益低于共享儲能商業模式。

表3 合同能源管理模式不同類型儲能收益Tab.3 Energy storage income of contract energy management mode with different battery types萬元

3.3.2 兩部制電價

儲能電站電量電價按照系統效率和煤電標桿上網電價制定，容量電價按照固定成本以及準許收益測算。準許收益為長期國債利率4.27%加1%～3%的風險收益率，取內部收益率等于準許收益，當投資方內部收益率分別為6.27%和7.27%，增值稅率取值為13%，采用個別成本法[25]反測儲能電站容量電價如表4所示。

表4 不同類型儲能電站容量電價測算結果Tab.4 Calculation results of capacity price for energy storage power stations with different battery types元/(kW·a)

根據表4計算結果，鉛碳電池和磷酸鐵鋰電池容量電價接近，全釩液流電池容量電價最高。當內部收益率為8%時，我國抽水蓄能電站大體價格區間為500～800元/(kW·a)[28]，因此目前電化學儲能電站容量電價相對于抽水蓄能電站偏高，主要是由于電化學儲能相對抽水蓄能成本還存在一定差距。

3.3.3 不同商業模式下儲能電站經濟性對比

以鉛碳電池和磷酸鐵鋰電池為例，儲能電站容量為100 MW/200 MWh，不同商業模式下的儲能電站收益對比情況如表5所示，假設兩部制電價商業模式下內部收益率為7.27%。

表5 不同商業模式儲能電站經濟性對比Tab.5 Economic comparison of energy storage power stations with different business models

根據表5可知，儲能電站采取合同能源管理模式由于收益來源單一，儲能電站投資回收期較長；采用兩部制電價風險低，儲能電站能夠滿足項目預期收益率，但容量電價相對目前抽水蓄能容量電價偏高；第三方投資共享儲能商業模式下，儲能電站的應用場景增加，分攤比例合理時第三方投資共享儲能商業模式收益高于上述商業模式。此外，當使用部分退役動力電池組合方案時，可進一步提升儲能電站經濟性和解決我國退役動力電池市場需求。

4 結論

本文基于儲能電站多種應用場景和不同利益方之間的利益關系，提出了基于共享儲能理念的第三方投資共享儲能商業模式，主要結論如下。

1)分析了儲能電池類型和配置容量對儲能電站經濟性的影響，鉛碳電池和磷酸鐵鋰電池初始投資成本較低，可以滿足基本收益率需求；當儲能持續時間為2 h時，所分析算例中儲能收益隨儲能安裝容量先增加后減小。

2)對儲能電站不同商業模式的收益進行對比，當分攤比例合理時第三方投資共享儲能商業模式收益率高于合同能源管理商業模式和兩部制電價商業模式，可為杭州市儲能項目運營提供依據，有利于促進浙江省儲能行業的商業化進程。

本文未詳細考慮儲能電站不同應用場景下的協調優化運行過程，下一步將結合多目標優化運行模型，進一步完善儲能應用場景協調分配及收益分析。