戶用分布式光伏-儲能系統(tǒng)經(jīng)濟性分析

孫亞娟，焦鏡澤

（云南省宏觀經(jīng)濟研究院，云南 昆明 650041）

中國一直積極推動全球氣候治理，并不斷提高自主貢獻力度。第75屆聯(lián)合國大會上中國政府提出“雙碳”目標，并在2020年全球氣候峰會宣布：到2030年中國碳排放強度相較2005年下降65%以上，風電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12億kW以上[1]。截至2022年3月，風光發(fā)電總裝機容量約6.6億kW（光伏為3.2億kW），為達成12億kW目標未來仍須大力發(fā)展光伏發(fā)電。近些年我國積極扶持光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展，如今光伏制造規(guī)模、裝機規(guī)模、發(fā)電量和光伏效率均居世界首位。而分布式發(fā)電因其投資小、建設快等特性應用場景比集中式更廣，2016年以來分布式發(fā)電并網(wǎng)容量逐年增長，到2021年底在全國光伏并網(wǎng)容量中占比已達35.13%。盡管太陽能是可持續(xù)清潔能源，但光伏出力因天氣、日照等因素具備隨機性、波動性。光伏發(fā)電并網(wǎng)會引起電壓閃變、諧波污染、保護裝置失靈等危害，影響電力系統(tǒng)電能質量和安全穩(wěn)定運行[2]。增加儲能系統(tǒng)，通過儲能電池調節(jié)平抑光伏輸出功率波動，可緩解并網(wǎng)時對電網(wǎng)運行的沖擊，同時通過儲放電進一步提高光能利用率。國內(nèi)已有多個省市發(fā)布政策文件，要求新能源按比例配置儲能設施。以云南省為例，要求新能源場站具備一次調頻功能，配置5%～20%儲能。未來分布式光伏-儲能系統(tǒng)將成為分布式能源發(fā)展的主流模式[3]。

目前對光伏-儲能系統(tǒng)的研究，技術層面主要是儲能容量優(yōu)化配置及控制策略[4]。經(jīng)濟效益評估方面，文獻[5]基于動態(tài)規(guī)劃方法推導出全年充放電優(yōu)化控制策略，并以此分析了不同電力定價方案下儲能系統(tǒng)變量對光伏-儲能系統(tǒng)經(jīng)濟性的影響。文獻[6]分析了3個分布式光伏發(fā)電項目不同并網(wǎng)電量在總發(fā)電量占比和不同補貼模式下的收益組成、經(jīng)濟效益以及環(huán)境效益。文獻[7]以居民用戶和企業(yè)用戶為研究對象，探討用戶不同用電模式、有無儲能系統(tǒng)對光伏用戶直接收益的影響。文獻[8]建立光伏-儲能系統(tǒng)成本收益經(jīng)濟模型、全生命周期碳排放和能源分析模型，分析增加儲能系統(tǒng)后的經(jīng)濟-碳排放-能源特征，為制定光伏-儲能系統(tǒng)發(fā)展策略提供科學支持。

光伏發(fā)電并網(wǎng)補貼政策變化、光伏及儲能行業(yè)技術更迭導致的成本變化影響著分布式光伏-儲能系統(tǒng)的經(jīng)濟效益。根據(jù)最新光伏并網(wǎng)政策，自2021年全國取消光伏發(fā)電并網(wǎng)補貼。本文以云南省某縣家庭用戶為研究對象，基于無政府補貼背景，建立系統(tǒng)全生命周期成本收益評估模型，為戶用分布式光伏-儲能發(fā)電項目投資提供參考。

1 光伏-儲能系統(tǒng)經(jīng)濟性評估分析

1.1 成本模型

本文參考文獻[8]的研究方法，構建光伏儲能系統(tǒng)建設安裝—運行維護—退役整個周期的成本收益經(jīng)濟模型。

1.1.1 系統(tǒng)投資總成本

式中：CI為初始投資成本，元；COM為維護更換成本，元；CR為退役成本，元。

系統(tǒng)初始投資費用：CI=PaEPV+VEBSS。其中：式中：Pa為光伏組件峰值功率，W；EPV為光伏單位容量成本，元/W；V為儲能電池容量，kWh；EBSS為儲能單位容量成本，元/kWh；VN為夜間用電量；D為電池放電效率；Ω為能量轉換效率；ξ為放電深度。

設備維護更換成本：COM=25(OPV+OBSS)+ERC。式中：OPV為光伏系統(tǒng)年均維護成本；OBSS為儲能系統(tǒng)年均維護成本；ERC為系統(tǒng)更換成本。

設備退役成本：CR=βCI。式中：β為退役成本系數(shù)。

1.1.2 系統(tǒng)收益模型

1.1.3 經(jīng)濟性評估指標

采用靜態(tài)投資回收期（Pt）和項目總收益分析光伏儲能系統(tǒng)經(jīng)濟收益。Pt是不考慮金錢時間價值的情況下凈現(xiàn)金流累計等于零時的年份[9]。

式中：N為累計凈現(xiàn)金流量第一次出現(xiàn)正值的年份，年；C N為第N年初尚未收回的投資，元；A N為第N年凈現(xiàn)金流量，元。

2 案例分析

2.1 用戶系統(tǒng)概況

以云南某縣年用電4500 kWh農(nóng)戶為研究對象，根據(jù)云南調查年鑒，農(nóng)村常住居民家庭耐用品電視機、洗衣機、電冰箱、手機、取暖器等常用品類及使用習慣，估算無儲能光伏發(fā)電系統(tǒng)農(nóng)戶每日自用4 kWh，增加儲能系統(tǒng)可自用11 kWh，基本覆蓋農(nóng)戶每日用電量，剩余需電量從電網(wǎng)公司購買。根據(jù)儲能電池容量配置公式，電池需求容量為10 kWh。

2.2 光伏-儲能系統(tǒng)性能參數(shù)

以10 kW-10 kWh多晶硅-鈉離子儲能發(fā)電系統(tǒng)為研究案例，系統(tǒng)參數(shù)如表1。

表1 光伏-儲能系統(tǒng)參數(shù)

云南省太陽能資源屬二類地區(qū)，太陽輻射總量為1527 kWh/m2，10 kW裝機容量首年理論發(fā)電量是12200 kWh。儲能電池選擇低成本、長壽命、高安全、高能量密度的鈉離子電池。在系統(tǒng)整個生命周期內(nèi)，光伏系統(tǒng)的逆變器更換2次，匯流箱更換1次，計量裝置更換1次，儲能電池更換2次。光伏組件回收價格為初始價格的40%[10]，其余設備回收按會計準則計提。

云南省戶用電價如表2所示。云南省光伏發(fā)電并網(wǎng)電價為0.3458元/kWh。

表2 云南省戶用電價

2.3 結果分析討論

10 kW-10 kWh多晶硅-鈉離子光伏儲能發(fā)電系統(tǒng)投資成本組成由表3所示，無儲能光伏系統(tǒng)初始投資占總投資比重67.67%、設備維護占16.9%、設備更換占15.46%。安裝儲能電池會增加11.43%的初始投資、17.14%的維護成本和一倍的更換成本。

表3 10 kW-10 kWh多晶硅-鈉離子儲能發(fā)電系統(tǒng)投資成本

儲能電池單位容量成本變化對光伏-儲能系統(tǒng)年凈收益影響如圖1所示。無儲能系統(tǒng)首年凈收益為-35350元，系統(tǒng)退役時總收益為32468元；儲能成本200元/kWh首年凈收益為-37380元，系統(tǒng)退役時總收益為48083元；儲能成本400元/kWh首年凈收益為-39410元，系統(tǒng)退役時總收益為41253元。項目靜態(tài)投資回收期如圖2所示，分別是14.87、12.16、13.35年。安裝儲能系統(tǒng)會增加投資成本，但對比項目總收益和靜態(tài)回收期，當前鈉離子儲能電池市場價格背景下，無儲能系統(tǒng)已不具備經(jīng)濟優(yōu)勢。用戶自用綜合電價高于上網(wǎng)電價，儲能系統(tǒng)增加了發(fā)電系統(tǒng)年收益。隨著儲能電池技術提升，儲能成本下降會繼續(xù)增加項目總效益。

圖1 儲能成本不同系統(tǒng)收益變化

圖2 不同儲能成本項目回收期

10 kWh儲能，不同光伏裝機規(guī)模對光伏-儲能系統(tǒng)收益影響及投資回收期如圖3所示。3個裝機規(guī)模的首年投資額依次相差17675元，最終項目收益以10 kW為比較基準，15 kW收益增加58.9%，20 kW增加117%；項目投資回收期均在12年以上，15 kW比10 kW短0.55年，20 kW比15 kW短0.26年。擴大安裝規(guī)模可增加項目收益總額和縮短投資回收期，但綜合考慮農(nóng)戶對初始投資額的承受力、項目收益及投資回收年限，戶用安裝以15 kW規(guī)模為宜。

圖3 10 kWh儲能，不同裝機規(guī)模初始投資成本及投資回收期

3 結束語

通過計算案例模型，分析不同儲能成本和裝機規(guī)模情況下光伏-儲能系統(tǒng)的經(jīng)濟收益，基于評估分析得到結論：以鈉離子儲能電池當前市場價格，無儲能光伏系統(tǒng)已不具備經(jīng)濟優(yōu)勢；儲能電池容量不變，增加裝機規(guī)模會增加項目總收益并縮短投資回收期，但邊際效益逐漸降低，若農(nóng)戶自建光伏-儲能發(fā)電系統(tǒng)，裝機規(guī)模15 kW綜合優(yōu)勢最高。

安裝儲能系統(tǒng)能最大程度實現(xiàn)光伏電力就地消納，余電并網(wǎng)可增加農(nóng)戶經(jīng)濟收益，應推進戶用分布式光伏-儲能系統(tǒng)開發(fā)。考慮農(nóng)戶經(jīng)濟情況，高初始投資額會打擊用戶安裝積極性，應采取針對性激勵措施：對自用自建農(nóng)戶，安裝儲能電池可領取一定補貼或考慮以項目售電收費權和項目資產(chǎn)為質押讓農(nóng)戶獲得低息貸款；對一村或一縣光伏資源整合發(fā)展的情形，可引入合同能源管理公司，采用光伏設施作為農(nóng)戶資產(chǎn)，農(nóng)戶按初始投資份額分配收益等模式，實現(xiàn)集約開發(fā)建設和運營。積極探索“光伏+產(chǎn)業(yè)”利用，增加分布式光伏項目收益，降低用戶投資風險。