浙江省用户侧电化学储能经济效益分析

陈思培，谢宇哲

（国网浙江省电力有限公司 宁波供电公司，浙江 宁波 315020）

0 引言

随着经济社会的发展和人民生活水平的提高，电力负荷快速增长。但浙江电网的高峰负荷持续时间比较短暂，导致电力系统的刚性投资大、能耗高但设备利用率低，严重影响电力系统的经济性，最终提高社会成本。同时电网调峰能力不足，影响电网安全经济运行。“3060”碳减排目标及新型电力系统概念提出后，新能源将实现大规模高比例并网，给电网调峰带来更大的压力。

作为能源互联网的重要组成部分，储能既是解决高比例新能源并网利用的关键技术，也是提高电网运行经济性的有效途径［1］。随着储能技术的迅速发展和储能成本的不断下降，储能已逐渐成为控制负荷、缩小峰谷差的重要手段。本文根据浙江省实际情况，以磷酸铁锂电池为算例，采用贴现现金流的分析方法，进行用户侧电化学储能的经济效益分析，并列举目前储能面临的问题，给出合理建议，对未来储能发展进行展望。

1 相关政策

1.1 现行电价政策

浙江省聚焦降低大工业电价，着力减轻制造业用电成本［2］。新电价政策如表1 所示，进一步完善了峰谷分时电价，适度拉大峰谷价差，鼓励储能等产业发展，在7、8月份对大工业高峰、低谷电价执行季节性电价政策，更好保障电力运行安全。其中，低谷时段为11：00—13：00、22：00—次日8：00，高峰时段为8：00—11：00、13：00—19：00、21：00—22：00，尖峰时段为19：00—21：00。

表1 大工业电价Table 1 Large industrial electricity price元/kWh

1.2 需求响应

削峰日前需求响应按照单次响应的出清价格、有效响应电量进行补贴，出清价格设置上限为4元/kWh［3］，填谷日前需求响应执行1.2元/kWh的年度固定补贴单价，实时需求响应执行4元/kWh 的年度固定补贴单价，如表2 所示。供电公司以分级分时方式发出响应邀约，用户在回复发出的响应后，在相应的时间段做出负荷调节。对于日前削峰及日前填谷通常提前一天发出邀约，用户在收到邀约后2 h 内进行回复。2021年实时需求响应分为小时级、分钟级及秒级，对应的需求响应发布时间分别为提前4 h，提前30 min和紧急调节。

表2 浙江省需求响应补贴标准Table 2 Subsidy standard of demand response in Zhejiang Province

1.3 电力辅助服务

辅助服务的种类包含调峰、旋转备用、一次调频、二次调频等［4］，电储能可参与辅助服务。电力辅助服务补偿价格的上限为：低谷电价时段填谷调峰0.4元/kWh，高（尖）峰电价时段填谷调峰0.5元/kWh，旋转备用0.015元/kWh，一次调频0.12元/kWh，二次调频0.06元/kWh。

2 用户侧储能的经济模型

2.1 成本模型

储能电站的投资成本主要分为两类，一是初始投资成本，包括容量投资成本和功率投资成本，二是运行维护成本［5］，可表示为

式中：WCE为容量投资成本；WCP为功率投资成本；ce、cp分别为储能的单位能量价格和单位功率价格；E、P分别为储能的额定容量和额定功率。

运行维护成本通常按初始投资成本的一定比例估算，可表示为

式中：a、b分别为储能容量和功率的运行维护成本与初始投资成本的比值。

2.2 收益模型

2.2.1 售电收益

为使储能的收益最大化，储能电站在低谷时段充电，在高峰时段放电，根据储能电站参与削峰填谷的电量和峰谷电价差得到售电收益，可表示为

式中：Δp′为等效峰谷电价差；pf为峰电电价；pg为谷电电价；η为储能电池的能量转换效率。

2.2.2 需求响应补贴

根据用户有效响应电量和出清补贴单价，得到需求响应补贴的总额，可表示为

式中：Ex为需求响应补贴总额；Qx为需求侧有效响应电量；mx为出清补贴单价。

2.2.3 电力辅助服务补贴

根据用户参与削峰填谷电力辅助服务的有效电量和补贴的价格，得到电力辅助服务补贴总额，可表示为

式中：Ef为电力辅助服务补贴总额；Qf为参与削峰的有效电量；Qg为参与填谷的有效电量；mf为削峰补贴单价；mg为填谷补贴单价。

此外，还可以考虑旋转备用、一次调频、二次调频等。

2.2.4 一次性政策补贴

对实施能效电厂和削峰填谷技术等永久性节约电力负荷和转移高峰电力负荷的项目予以奖励，东部地区奖励440元/kW，中部地区奖励550元/kW［7］。其中，浙江省的奖励额度为440元/kW。补贴可表示为

式中：Eh为用户侧的总收益。

2.3 财务模型

贴现现金流法考虑了货币的时间价值，是通过对未来预期现金流的合理预测以及贴现率的恰当选择进行贴现，将未来的现金流还原为当下的现值，通过贴现值的计算和比较为财务决策提供依据的价值评估方法。

2.3.1 残值

残值是资产在使用寿命期满时预计能收回的残余价值。储能电站的设备残值按容量投资成本的一定比例进行估算，可表示为

式中：i为贴现率；PVIFi,n为贴现率为i、期数为n的复利现值系数。

2.3.4 净现值与累计现值

净现值是指未来资金流入现值与未来资金流出现值的差额，累计现值即净现值的累计值。储能电站的累计现值可表示为

式中：Y为动态投资回收期。

3 算例分析

3.1 算例边界条件

电化学储能主要有锂离子电池、铅酸电池、液流电池、钠硫电池等。其中，锂离子电池能量密度大、能量转换效率高、循环寿命长，已大规模应用于储能电站［8］。本文根据磷酸铁锂电池的特性，采用贴现现金流法，分析20 MWh/10 MW 的110 kV 磷酸铁锂电池储能电站算例。本文选择贴现率为6%。

据市场调研，目前磷酸铁锂电池的单位容量成本约为1 500元/kWh，单位功率成本约为1 500元/kW，能量转换效率达90%，放电深度为90%时循环寿命达6 000次，6 000次充放电后电池容量衰减至80%，此时容量残值率约为20%。算例边界条件如表3所示。

表3 算例边界条件Table 3 Boundary condition of numerical example

3.2 多情景分析

电池循环寿命6 000次，若日充放电1次，则寿命约15 a，每年容量衰减至上年的98.50%；若日充放2次，则寿命约8 a，每年容量衰减至上年的97.25%。

售电天数考虑法定节假日11 天，全年按354 天计。根据式（6），等效峰谷电价差Δp′=pf-1.1pg。

参照浙江省实际情况，算例需求响应补贴时间按照每年8天计，补贴价格按照4元/kWh计［3］，根据式（5），充放电一次的有效响应电量为18 MWh。参与电力辅助服务的天数按照夏季参与削峰30天、冬季参与填谷30天、旋转备用60天计，有效电量同需求响应。补贴价格按照填谷0.4元/kWh，削峰0.5元/kWh、旋转备用0.015元/kWh计［4］。

根据式（1）—式（3），可计算出该算例的初始投资成本为4 500万元，每年运行维护成本为45万元，残值为600万元。根据式（9），可计算出一次性政策补贴为396万元（一次性政策补贴为一次性收益，计算现金流时认为是第1年的收益）。

3.2.1 情景1

情景1 为日充放电1 次，削峰填谷按需求响应政策。逐年售电量如表4所示。

表4 情景1储能电站逐年售电量Table 4 Electricity sales of energy storage power station year by year in condition 1 MWh

根据式（7），第1年需求响应补贴总额为57.6万元，逐年需求响应补贴额如表5所示。

表5 情景1储能电站逐年需求响应补贴额Table 5 Subsidy amount of demand response year by year in condition 1万元

将式（3）、式（4）、式（7）、式（9）、式（12）代入式（13），根据式（13）、式（15）、式（16）将n取值为15，并令净现值为零，可以算出等效峰谷电价差，得出结论：当等效峰谷电价差差达到0.670 3元/kWh 时，才能产生收益。

3.2.2 情景2

情景2 为日充放电2 次，削峰填谷按需求响应政策执行。逐年售电量如表6所示。

表6 情景2储能电站逐年售电量Table 6 Electricity sales of energy storage power station year by year in condition 2 MWh

根据式（7），第1年需求响应补贴总额为115.2万元，逐年需求响应补贴额如表7所示。

表7 情景2储能电站逐年需求响应补贴额Table 7 Subsidy amount of demand response year by year in condition 2万元

将式（3）、式（4）、式（7）、式（9）、式（12）代入式（13），根据式（13）、式（15）、式（16），将n取值为8，并令净现值为零，可以算出等效峰谷电价差，得出结论：当等效峰谷电价差达到0.465 1元/kWh时，才能产生收益。

3.2.3 情景3情景3 为日充放电2 次，削峰填谷按电力辅助服务市场交易规则执行。情景3储能电站逐年的售电量同情景2。根据式（8），第1年补贴总额为98.8万元，逐年电力辅助服务补贴额如表8所示。

表8 情景3储能电站逐年电力辅助服务补贴额Table 8 Subsidy amount of ancillary services in electricity market year by year in condition 3万元

将式（3）、式（4）、式（8）、式（9）、式（12）代入式（14），根据式（14）—式（16），将n取值为8，并令净现值为零，可以算出等效峰谷电价差，得出结论：当等效峰谷电价差达到0.477 9元/kWh时，才能产生收益。

3.2.4 情景4

情景4 为日充放电2 次，削峰填谷按电力辅助服务市场交易规则执行，计算在现有浙江省电价下的净现值和动态投资回收期。浙江省110 kV 大工业分时电价如表9 所示，将该储能电站配置在110 kV大工业用户侧，日充放2 次，为最大化利用峰谷价差，分别在尖峰时段和高峰时段放电一次。

表9 110 kV大工业分时电价Table 9 Large industrial electricity price of 110kV元/kWh

参与电力辅助服务的情况同情景3，根据式（3）、式（4）、式（8）、式（9）、式（12）可以计算出算例的各项成本和收益，再根据式（14）—式（16），计算出寿命周期内逐年的现金流和累计现值，如表10所示。根据式（17）可以计算出该算例的动态投资回收期。

表10 储能电站成本收益现值Table 10 Present value of cost-benefit of energy storage power station万元

得出结论：净现值为430万元，动态投资回收期为7.86 a（寿命周期8 a），在目前110 kV大工业电价下可以产生较少的收益。

3.2.5 对比分析

对上述4 种情景进行对比分析得到了以下结论。情景1 和情景2 对比可知，在相同的边界条件下，算例储能电站削峰填谷，日充放电2次比日充放电1次能产生收益的等效峰谷电价差低很多。情景2 和情景3 对比可知，在相同的边界条件下，算例储能电站削峰填谷按照需求响应和按照电力辅助服务市场交易规则补贴，能产生收益的等效峰谷电价差相当。由情景4 可知，算例储能电站日充放电2次，在当前的大工业电价下可以产生较少收益，若峰谷价差进一步扩大，收益将会更加显著。

4 储能前景分析

4.1 现阶段面临问题

对于电力系统储能需求的认知需要提升。“十四五”期间新能源发展将进一步提速，储能的发展对于高比例新能源电力系统的发展具有重要支撑作用，储能与高比例新能源电力系统的协调有序发展需要各方引起足够重视。

储能的发展呼唤更加开放与多元的价格机制设计。电源侧缺乏峰谷电价机制，大多数地区用户侧峰谷电价差仍然偏低，储能电力市场化交易主体身份的不健全，储能电价的缺失等因素一定程度上限制了储能在电力系统各环节的发展应用。

储能标准体系尚未形成，影响行业快速健康发展。储能标准涉及电池性能指标、规划设计、安装、验收、运维及事故处置、火灾消防以及行业质量评估等多个环节，储能系统标准体系不完善，无法完全保证储能产品质量与安全。

储能项目的规划布局缺乏顶层设计与标准规范。现阶段许多储能项目的驱动力并非来自电力系统实际需求，而是厂商与地方政府利益。建多少、在哪建、怎么建等储能规划核心问题需通过标准予以规范，并明确项目管理及审批流程。

4.2 储能机制相关建议

完善分时电价及辅助服务市场政策。加大推广现行的分时电价、尖峰电价及可中断电价等，进一步拉大峰谷电价差，为建立储能电站创造更多的经济效益。激励新兴的电动汽车及储能电站等用户侧分布式储能发展［9］，鼓励火电厂联合储能为电网提供调峰辅助服务。

加强储能的顶层设计和规划布局。加快推动储能在各环节各场景的示范应用，从规划、调控、交易等多方面推动网储协同发展。在电源侧着力开展基于储能与新能源相融合的多能互补；在电网侧着力开展基于储能“释放输配电通道输送能力”等的应用；在负荷侧以储能作为互联纽带，聚合各类分布式电源、可调负荷、电动汽车等元素，探索“储能+”综合能源服务、需求响应、虚拟电厂等商业应用模式新业态，实现新能源的有效消纳和终端能源的高效利用。

加大对储能系统建设的激励。吸引第三方投资者在用户侧建立分布式储能设备；建立智能化负荷管理平台，引导用户侧储能参与电网需求侧管理，完善用户侧储能参与电网辅助服务和需求响应的市场机制。

创新储能储能商业模式。积极研究通过产业单位投资建设、运维储能电站，向新能源业主出售容量配额的“共享储能”模式。收集光伏、风力等数据和未来开发计划，与潜在新能源发电项目业主对接合作意向，助力“新能源+共享储能”商业模式最终落地。

4.3 储能发展展望

储能系统的经济性受储能成本、峰谷价差、政策补贴等因素影响。储能系统的投资成本会随着电池技术的不断提高和生产规模的不断加大而降低，其投资回收期也会随之缩短。

近年来，储能成本的下降趋势明显，过去5 年，储能电池成本的下降幅度超过50%，配套管理系统的成本下降更快，平均每年超过25%。由于全球竞争加剧，未来成本下降趋势更快，经济效益将得到明显提升。若浙江省峰谷电价差继续拉大，当峰谷电价差达到一定程度时，储能将具备经济规模。另一方面，储能技术水平的进步、市场机制的建立和完善，将逐步推动储能实现大规模应用和多场景复用。

5 结束语

本文建立了电化学储能的成本模型、收益模型和财务模型，从初始投资成本和运行维护成本两方面建立成本模型，从售电收益、需求响应补贴、电力辅助服务补贴、一次性政策补贴等方面建立收益模型，根据贴现现金流法建立财务模型。结合浙江省的实际情况，通过具体的储能算例，计算4种情景下的等效峰谷电价差或动态投资回收期，分析目前用户侧储能的收益与峰谷电价差的关系，判断用户侧储能大规模推广应用的前景，给出针对性的建议。

以磷酸铁锂电池储能电站为例，在浙江省现行电价下，用户侧配置储能都已初步具备一定的经济效益。建议政府优化峰谷时段、加大峰谷电价价差，完善市场机制，加强相关激励政策。鼓励第三方投资建设储能设备，促进储能技术的进一步发展，推动储能在电网中的大规模应用，不断提高社会效益。D