第三方投资共享储能电站商业模式及其经济性评价

俞容江，陈致远，尹建兵，王仁顺，江全元

(1. 杭州市电力设计院有限公司，杭州310012；2. 国网浙江省电力有限公司杭州供电公司，杭州310016；3. 浙江大学电气工程学院，杭州310027)

0 引言

随着我国电力体制改革配套政策的落实，电网储能的应用价值、商业化发展逐渐得到了市场的关注和认可。2017年9月国家发展改革委等五部门提出我国储能产业未来两个发展目标：“十三五”期间储能由研发示范过渡到商业化初期，“十四五”期间由商业化初期向规模化发展转变[1]。但目前我国储能产业仍存在政策不够完善，投资方承担风险较高的问题，商业化进程较为缓慢。

目前关于储能电站商业模式的研究已取得了一些成果。文献[1]针对市场化初期阶段，建立了合同能源管理模式下的储能优化规划模型。文献[2]介绍了分布式储能商业模式类型和差异，分析了政策法规对储能商业模式的影响。文献[3]结合储能政策环境和我国电力体制现状，对比了不同电网侧储能商业模式的投资回收机制以及利弊。文献[4]结合储能在配电网系统中多重应用场景，提出了“合作共赢”的新型商业模式。文献[5]介绍了“免费午餐”、虚拟电厂等储能商业模式以及经济性评估方法。

随着能源互联网[6 - 8]和共享经济的兴起，共享储能已经成为储能在能源互联网中应用的重要研究方向。文献[9 - 11]分别对比了共享储能模式同单用户配置储能模式在盈利能力、降低系统运行成本、降低储能配置容量和安装成本等方面的优势。文献[12]分别建立了分布式储能和云储能提供商投资模型，分析了云储能在互补性和规模经济方面的优势。此外，国内学者对共享储能降低售电公司储能配置成本[13]和促进可再生能源消纳[14]展开了研究，扩展了共享储能的利益主体。已有储能商业模式由于利益主体参与较少而导致储能电站收益来源单一，而共享储能由于其应用灵活，可以整合区域内储能资源提供电力辅助服务，已经成为储能产业的重要研究方向，但目前国内投资案例较少，国外研究集中于住宅区和用户侧，共享储能参与主体仍不够丰富。

针对上述问题，本文基于储能多重应用场景和不同利益方之间的需求关系，构建了第三方投资共享储能电站的商业模式，进行不同商业模式下储能电站方案的经济性评估，并采用改进后的粒子群算法进行储能优化配置，最后针对储能电池类型和配置容量对储能电站收益的影响进行分析。

1 电化学储能电站商业模式

1.1 储能电站典型商业模式及问题

目前储能电站典型商业模式主要包括合同能源管理模式和两部制电价模式，如河南电网百兆瓦级电池储能项目为合同能源管理模式[1]，大连全钒液流电站则采用两部制电价政策[15]，本节对上述两种商业模式进行介绍。

1.1.1 合同能源管理模式

合同能源管理模式是指能源服务公司和电力公司签订能源管理合同，按照合同约定条款进行获益[4]，该商业模式下储能电站应用场景包含峰谷电价套利、调频服务以及备用电源等服务，其中峰谷套利、备用电源收益由电网按合同提供给能源服务公司，同时储能电站可以降低电网线路损耗，延缓设备投资，从而达到双赢的效果。

1.1.2 两部制电价模式

储能电站可参考抽水蓄能实行两部制电价定价机制，投资方负责储能电站投资、建设和运行维护，其中电量电价用于弥补电站充放电损耗，而容量电价用于补贴电站固定投资成本和准许收益，电网可以根据系统调节需求对储能电站进行统一调度，满足系统调峰、调频需求[3]。

上述商业模式虽然在一定条件下可以保证储能电站项目的收益，但由于储能电站利益方主体参与较少，难以实现储能多应用场景套利。因此，本文提出了第三方投资共享储能商业模式。

1.2 第三方投资共享储能商业模式

本文结合储能电站多重应用场景，基于共享储能理念梳理各利益方同储能电站投资方之间的利益关系[16]，通过第三方投资共享储能商业模式发挥其最大经济价值，该商业模式示意图如图1所示，储能电站投资方的收益来源于多利益方主体。

如图1所示，来源于用户方的收益需要电网侧代收，然后投资方与电网方按照比例进行分摊；基于共享储能理念，储能电站可以提高电网对新能源发电的消纳能力，减少弃风弃光电量，新能源方增加上网电量收益同投资方进行共享；储能电站调频收益来源于调频性能较差的常规机组方，发电煤耗收益来源于需要储能将其出力提升到经济区间的常规机组。为保障储能电站运营交易的效率和公平，可参考青海共享储能示范电站构建基于区块链技术的共享储能交易平台，其具有开放共识、交易透明等特点[17]，适用于共享储能模式中多主体之间的交易。本文所提商业模式同青海共享储能电站对比进一步扩大了储能电站应用场景，可共同为某一区域范围内的新能源电站、常规机组、电网以及各类型用户提供服务，实现多主体利益方的共赢。

图1 第三方投资共享储能模式示意图Fig.1 Diagram of third-party invested and shared energy storage model

2 共享储能模式下储能电站经济性分析

2.1 投资成本

储能电站的投资成本包括初始投资成本、运行维护成本和储能电站残值。初始投资成本包含储能电池成本、储能变流器(power conversion system, PCS)与电池管理系统(battery management system, BMS)成本、土建成本以及其他设施成本。主流电化学储能技术参数见表1[18]，PCS、BMS成本分别取50万元/MW和30万元/MW；土建成本占储能系统成本的比例取3%，液流电池取5%；其他设施成本比例取10%。运行维护成本和储能电站残值相关参数取值参考文献[18]。

表1 不同电化学储能技术参数对比Tab.1 Comparison of technical parameters of different electrochemical energy storage

为计算储能装置全寿命周期的年均收益，需要对储能电站初始投资成本和回收残值进行等年值折算，引入资本回收系数Ci(ir,Tlife)[11]。

(1)

式中：ir为贴现利率；Tlife为等效运行年限。

2.2 共享储能商业模式下效益分析

2.2.1 峰谷套利

储能电站通过在负荷低谷时充电，此时电价较低；在负荷高峰时放电，此时电价较高，储能电站通过削峰填谷产生的收益R1可以表示为：

R1=Nes·(eh-el)

(2)

式中：Nes为储能系统年均发电量，需考虑储能系统充放电效率和储能电池每年容量损耗；eh和el分别为负荷高峰和低谷电价。

2.2.2 调频辅助服务

我国各区域电网调频辅助服务的补偿方式很大程度上都参考了美国PJM辅助服务市场[19]。根据 PJM市场规则，调频服务收益包含容量收益和里程收益两部分，储能电站调频服务年均收益R2为：

(3)

式中：N为储能电站年运行天数；Prt,t为一天内储能电站t交易周期内的平均调频容量；Ere为调频容量出清电价；Erf为里程出清电价；ηreg为储能电站的历史调频性能系数；π为储能里程与容量比例；Nreg为日调频交易周期数。

考虑到调频市场的容量有限，当电网中储能容量增加时，其补偿价格将会降低，因此计算收益时参考PJM市场根据快速调频资源比例调整报价[19]。

(4)

式中：ηbf为调频补偿收益因子；PReg_pref为考虑调频效果系数的调频容量；pRegD为电网中快速调频资源饱和点；PReg_req为调频容量需求。

2.2.3 备用电源

储能电站可作为省城保安电源和亚运会保供电中心，保障杭州2022年亚运会成功举办。采取储能系统剩余电量期望值0.5Ees计算备用电源收益[20]，提高供电可靠性获得收益R3为：

R3=0.5Ees·kCAIF·RIEA

(5)

式中：Ees为储能额定容量，MWh；kCAIF为电网系统平均每年停电率，次/户；RIEA为电网系统用户停电损失衡量系数，元/kWh，可用杭州市单位电量的GDP产值衡量。

2.2.4 促进可再生能源消纳

储能电站可以快速调节功率，允许更高比例的可再生能源并网，采用储能系统剩余电量期望值计算减少新能源发电常规备用容量收益R4为[20]：

R4=0.5Eesη·es

(6)

式中：η为储能充放电效率；es为新能源备用容量电价，根据增加光伏上网电量收益测算。

2.2.5 延缓设备投资

当电网系统中某线路负荷超过其容量时，需要对电网进行升级扩建。储能可以减少传输功率，延缓电网设备投资[20]；但储能安装容量过高时会削峰为谷，延缓设备投资的收益R5可用二次函数等效：

(7)

式中：kdelay为输电设施扩容成本，万元/MW；Pes为储能额定功率，MW；Pc为拉平负荷曲线所需的临界功率；id为通货膨胀率；Δn为延缓年限，计算公式参考文献[21]。

2.2.6 降低发电煤耗

储能电站可以让火电机组运行在经济出力区间，减小发电煤耗从而获得经济效益。某电厂常规机组不同出力情况下指标参数见文献[22]，对发电机单位煤耗进行非线性拟合，拟合优度R2为0.978，得到单位煤耗y1与发电机出力比例x之间的关系式为：

y1=147.24×e(-x/0.313 94)+313.78

(8)

同理可以得到厂用电率y2与发电机出力比例x之间的关系式y2=152.46×e(-x/0.097 55)+5.90， 可参考文献[23]计算单位电量降低常规机组煤耗Δdcoal， 因此减少常规机组发电煤耗收益R6为：

R6=Nes·Δdcoal·pcoal

(9)

式中pcoal为标煤价格，取855 元/t[23]。

2.2.7 节能减排社会收益

储能系统配置后可以代替常规燃煤机组提供电能，减少温室气体及污染物的排放，根据各项污染物的排放治理成本，储能电站减排社会效益R7为：

R7=kpe·Nes

(10)

式中kpe为减少常规燃煤机组单位电量污染物的治理成本。

2.3 经济性评价方法

本文选取年均收益、动态投资回收期和内部收益率(internal rate of return, IRR)对储能电站进行经济性评价[24]。

以第三方投资共享储能商业模式为例，储能电站项目年均收益为：

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

(11)

式中：f为储能电站项目年均收益；R1～R7为储能电站各应用场景下的收益；ks1、ks2分别为投资方与电网方和新能源方的分摊比例；Ci为投资成本；Co为运行维护成本；Cr为储能电站残值。

此外，动态投资回收期和内部收益率计算过程见文献[24]，两者分别代表考虑资金时间价值时收回项目投资所需时间和项目投资的盈利率。

2.4 优化算法

针对所提经济性评价模型，以储能电站年均收益为优化目标，决策变量为储能配置容量，采用改进后的粒子群算法进行求解，包括选取自适应惯性权重和引入交叉操作，从而增强粒子的全局搜索能力，算法实现的具体流程参考文献[25]。

3 储能电站收益分析

3.1 算例基础数据

浙江电网为典型的受端电网，高压直流故障将会给浙江电网带来很大的冲击，并且随着光伏、风电等新能源装机容量的快速增加，电网调峰调频需求也不断增加，因此浙江电网对大规模储能电站的需求日益增加。杭州市作为浙江电网区域经济和电网负荷中心，本文以杭州市为例研究不同商业模式下的电化学储能电站配置方案的经济性。

杭州市2020年夏季最高负荷达到17 181 MW，截至2019年底，杭州市光伏累计装机容量为1 217.41 MW。按照最高负荷为17 181 MW得到杭州市夏季典型日负荷曲线如图2所示，以此作为储能电站延缓设备收益测算参考。如图2所示，杭州电网夏季典型日负荷曲线为“三峰三谷”模式，并且存在11:00—13:00之间的午间低谷，因此储能电站持续时间设计为2 h。浙江省内目前抽水蓄能电站装机容量为4 580 MW，假设其装机容量的30%可用于杭州地区调峰需求；杭州电网调频容量需求取最大负荷的3%和新能源装机容量的10%。

图2 杭州市夏季典型负荷曲线Fig.2 Typical summer load curve in Hangzhou

为满足杭州电网午间短时调峰需求，结合杭州电网负荷变化规律和分时电价曲线(以杭州市大工业35 kV分时电价为例)，储能电站调峰模式下充放电策略为：每日4:00—6:00充电第一次、每日8:30—10:30放电第一次；每日11:00—13:00充电第二次、每日19:00—21:00放电第二次。为避免储能电站各应用场景指令冲突，储能电站参与调频时间取非调峰时段，每日平均调频时长取12 h，备用电源服务通过留有一定比例死区备用容量满足[26]，其余间接收益假设在政策支持下收益来源于对应利益方主体，不考虑具体指令，电站运行策略如图3所示。

图3 储能电站多场景优化运行示意图Fig.3 Illustration of multi-scenarios optimization operation of energy storage

假设储能电站项目周期为15 a，按照循环寿命和年充放电次数可以得到电池更换方案，如磷酸铁锂电池容量每年衰减2.85%，衰减到80%时更换电池[27]。此外，储能参与调频服务时需要考虑电池更换成本增加，以磷酸铁锂电池为例，需要额外更换一次电池。根据文献[18,20,21,23]和浙江电力现货市场第三次结算试运行出清结果，储能电站经济性分析中部分参数取值如表2所示。

表2 储能电站经济性分析参数Tab.2 Economic analysis parameters of energy storage

3.2 第三方投资共享储能商业模式

第三方投资共享储能商业模式中储能电站投资方收益来源于多利益方，以投资方与新能源方分摊比例为5:5、投资方与电网方比例为6:4为例，储能电站年均收益随安装容量的变化关系如图4所示。第三方投资共享商业模式下，当储能持续时间为2 h时，三元锂电池和全钒液流电池经济性较差，铅碳电池和磷酸铁锂电池储能电站容量配置合理时具有一定的经济性。储能电站收益随储能安装容量先增加后减小，因为当储能容量增加到一定比例时，调频补偿价格会下降，储能参与调频服务的优势降低，但随着浙江省新能源装机容量的增加和考虑浙江电网外来特高压直流输电比例较高的影响，杭州市对储能的需求将会进一步增加。

图4 储能收益随安装容量变化关系Fig.4 Relationship between energy storage income and capacity

以铅碳电池为例，采用改进后的粒子群算法得到储能电站安装容量为83.3 MW/166.6 MWh时经济效益最高，年均收益为2 821.9万元。同理，当使用磷酸铁锂电池时储能电站最优安装容量为80.0 MW/160.0 MWh，年均收益为2 599.1万元。

以铅碳电池为例，改变投资方与电网方分摊比例ks1、 投资方与新能源方比例ks2， 储能电站年均收益如图5所示。当两者分摊比例均超过0.3时即可实现正收益，当两者比例均超过0.5时(即等比例分摊)，第三方投资共享储能商业模式年均收益超过合同能源管理模式，并且投资方与电网方分摊比例ks1对储能电站年均收益影响更大。

图5 不同分摊比例下储能电站年均收益Fig.5 Average annual income of energy storage power stations under different allocation ratios

3.3 与其他商业模式对比

3.3.1 合同能源管理商业模式

由于国家鼓励能源公司开展多领域节能服务，并且出台了所得税三免三减半优惠政策。按照能源服务公司和电网公司收益分摊比例为9:1[4]，不考虑税率时合同能源管理模式储能电站收益情况如表3所示。根据图3和表3对比可知，在储能电站配置容量和电池类型相同时，合同能源管理模式下储能电站年均收益低于共享储能商业模式。

表3 合同能源管理模式不同类型储能收益Tab.3 Energy storage income of contract energy management mode with different battery types万元

3.3.2 两部制电价

储能电站电量电价按照系统效率和煤电标杆上网电价制定，容量电价按照固定成本以及准许收益测算。准许收益为长期国债利率4.27%加1%～3%的风险收益率，取内部收益率等于准许收益，当投资方内部收益率分别为6.27%和7.27%，增值税率取值为13%，采用个别成本法[25]反测储能电站容量电价如表4所示。

表4 不同类型储能电站容量电价测算结果Tab.4 Calculation results of capacity price for energy storage power stations with different battery types元/(kW·a)

根据表4计算结果，铅碳电池和磷酸铁锂电池容量电价接近，全钒液流电池容量电价最高。当内部收益率为8%时，我国抽水蓄能电站大体价格区间为500～800元/(kW·a)[28]，因此目前电化学储能电站容量电价相对于抽水蓄能电站偏高，主要是由于电化学储能相对抽水蓄能成本还存在一定差距。

3.3.3 不同商业模式下储能电站经济性对比

以铅碳电池和磷酸铁锂电池为例，储能电站容量为100 MW/200 MWh，不同商业模式下的储能电站收益对比情况如表5所示，假设两部制电价商业模式下内部收益率为7.27%。

表5 不同商业模式储能电站经济性对比Tab.5 Economic comparison of energy storage power stations with different business models

根据表5可知，储能电站采取合同能源管理模式由于收益来源单一，储能电站投资回收期较长；采用两部制电价风险低，储能电站能够满足项目预期收益率，但容量电价相对目前抽水蓄能容量电价偏高；第三方投资共享储能商业模式下，储能电站的应用场景增加，分摊比例合理时第三方投资共享储能商业模式收益高于上述商业模式。此外，当使用部分退役动力电池组合方案时，可进一步提升储能电站经济性和解决我国退役动力电池市场需求。

4 结论

本文基于储能电站多种应用场景和不同利益方之间的利益关系，提出了基于共享储能理念的第三方投资共享储能商业模式，主要结论如下。

1)分析了储能电池类型和配置容量对储能电站经济性的影响，铅碳电池和磷酸铁锂电池初始投资成本较低，可以满足基本收益率需求；当储能持续时间为2 h时，所分析算例中储能收益随储能安装容量先增加后减小。

2)对储能电站不同商业模式的收益进行对比，当分摊比例合理时第三方投资共享储能商业模式收益率高于合同能源管理商业模式和两部制电价商业模式，可为杭州市储能项目运营提供依据，有利于促进浙江省储能行业的商业化进程。

本文未详细考虑储能电站不同应用场景下的协调优化运行过程，下一步将结合多目标优化运行模型，进一步完善储能应用场景协调分配及收益分析。