用户侧储能项目的方案选择及成本分析、经济性评估方法

王晓兴

（国能（广东）能源发展有限公司， 广东 广州 510000）

0 引言

“双碳”目标下，用户侧储能有哪些商业盈利模式,设计时采取何种充放电方案，储能平准化度电成本LCOS 如何计算，可行性和经济性如何评估等等，都是需要探讨解决的问题。

1 商业盈利模式

用户侧储能项目主要采取合同能源管理的模式，由投资方建设储能项目，按照约定的比例（本项目按10%）分享节能效益给工厂。文献[1]提出了用户侧储能系统应用场景，盈利模式主要有：

1.1 峰谷套利

利用储能电站系统在谷/平时电价时段存储电力能源，在峰时电价时段向工厂的负载供电，利用峰谷、峰平时段的电价差特点产生节能效益。

1.2 需量电费管理

通过储能，消除尖峰负荷。

1.3 需求侧响应

电网公司通过调度储能系统的容量来实现对电网整体负荷供需平衡的调节，电网给出调度费用，从而获得本项目服务费。

2 技术方案

文献[2]提出了电化学储能电站容量配置、电池选型等典型设计的方法，以广州某工厂园区为例，开展储能方案设计。

2.1 负荷情况

根据该厂两台变压器的用电功率分布情况，峰段负荷平均约5 MW，谷段负荷平均约2 MW，平段负荷平均约3 MW。

2.2 系统配置

基于上述用能数据分析，考虑到充电时不能增加变压器的最大需量，因此储能系统总容量初设为2.5 MW/5 MW·h 比较合理。储能项目采用磷酸铁锂电池，电池全寿命充放电次数按6 000 次以内考虑，电池容量衰减率为2%/a，放电深度90%，系统效率88%。

2.3 用户电价

该工厂属于10 kW 大工业用电，执行协议分时用电价格标准，尖峰电价为1.449 元/（kW·h），高峰电价为1.165 元/（kW·h），平段电价为0.696 6 元/（kW·h），低谷电价为0.281 9 元/（kW·h）。

2.4 设计方案

本项目储能规模2.5 MW/5 MW·h，有两种充放电方案：每天两充两放和每天一充一放，对比分析如下。

2.4.1 每天两充两放方案

采取每天两充两放的方案（即1 次谷充峰放，1次平充峰放）时，运营周期为10 年，具体如下：

1）削峰填谷方面。储能项目谷充峰放全年295 次（00：00—08：00 期间逐步充电到各段荷电率95%，10：00—12：00 放电到各段荷电率5%），平充峰放全年294 次（12：00—14：00 期间充电到各段荷电率95%，14：00—19：00 逐步放电到各段荷电率5%）。此方案峰谷套利每年年均盈利149 万元，如表1 所示。

表1 两充两放时储能峰谷套利收益表

2）需量电费管理。文献[3]提出了储能功率差充放电的控制方式，通过制定储能放电的基准线和充电的基准线，利用储能系统在高峰时段10：00—12：00、14：00—19：00 共7 个小时内逐步放电，达到降低变压器需量的目的，预计可以降低700 kW 的需量,按照广东省每月需量电费32 元/（kW·h），可算出每年节省需量电费26.88 万元。

3）需求侧响应。参照2022 年行情，按全年11 次需求侧响应计算，每次参与容量按5 MW·h 算，每次度电收益按1 元/（kW·h）计算，则每年需求侧响应收益5.5 万元。

综上，该方案每年充放电循环约600 次，10 年充放电循环6 000 次，每年总收益181.5 万元，考虑分享客户10%收益后，每年收益163.4 万元。

2.4.2 每天一充一放方案

采取每天一充一放的方案（即1 次“谷充峰放”）时，运营周期为20 年，具体如下：

1）削峰填谷方面。储能项目“谷充峰放”全年289次（00：00—08：00 期间逐步充电到各段荷电率95%，10：00—12：00 和14：00—19：00 期间逐步放电到各段荷电率5%）。该方案峰谷套利每年年均盈利82 万元，如表2 所示。

表2 一充一放时储能峰谷套利收益表

2）需量电费管理。同方案1，可降低700 KW 的需量，每年节省需量电费26.88 万元。

3）需求侧响应。同方案1，每年需求侧响应收益5.5 万元。

综上，该方案每年充放电循环约300 次，20 年充放电循环6 000 次，每年总收益114.4 万元，考虑分享客户10%收益后，每年收益103 万元。

3 技术经济基础参数

项目资本金占总投资的30%，其余资金利用银行贷款筹措，长期贷款利率考虑3.8%，借款偿还期均取8 年，残值率为0；运维费率1%，财产保险按投资总额的0.4‰，人工成本按8 万元/a；增值税率13%，所得税率25%；城市维护建设税率7%，教育费附加3%，地方教育附加2%。

4 成本分析

4.1 初始投资成本

文献[4]提出了固定资产投资额的确定方法，两种充放电方案下，项目总投资均为1 019 万元，总投资单位造价2 038 元/kW·h，如表3 所示。

表3 总概算表

4.2 储能运营成本

储能成本包括折旧费、固定修理费、工资福利等、保险费、材料费、利息支出。

4.3 平准化度电成本

LCOE 的全称“Levelized Cost of Energy”，也就是平准化度电成本，是对项目生命周期内的成本和发电量进行平准化后计算得到的发电成本，公式如下：

式中：I0为项目的初始投资；VR为固定资产的残值；An为第n 年的运营成本；Dn为第n 年的折旧；Pn为第n年的利息；Yn为第n 年的发电量；i 为折现率（取6.5%）；n 为电站寿命。

相类似的，储能的全生命周期成本即平准化储能成本（Levelized Cost of Storage，LCOS）。LCOS 可以概括为一项储能技术的全生命周期成本除以其累计传输的电能量或电功率，反映了净现值为零时的内部平均电价，即该项投资的盈利点。

4.3.1 两充两放方案的平准化度电成本LCOS

按照公式（1），当采用每天两充两放的方案时，可以算出平准化储能度电成本LCOS 为0.69 元/kW·h，如表4 所示。

表4 两充两放方案的平准化度电成本

4.3.2 一充一放方案的平准化度电成本LCOS

按照上述公式，当采用每天一充一放的方案时，可以算出平准化储能度电成本（LCOS）为1.41 元/（kW·h），如表5 所示。

表5 一充一放方案的平准化度电成本

4.3.3 方案对比

综上可见，采用每天两充两放方案的平准化储能度电成本LCOS 更低，比每天一充一放方案的LCOS降低了51%，因此每天两充两放的方案更优。

4.3.4 可行性判断方法

通过分析平准化储能度电成本LCOS，可以提出判断用户侧储能项目可行性的方法：当储能用于削峰填谷（平）时，若其平准化储能度电成本LCOS 小于峰谷（平）平均电价差，则认为储能可以获利。

目前，广东珠三角六市（广州、东莞、珠海、佛山、中山、惠州）削峰填谷（平）平均电价差为0.747 元/（kW·h），粤北山区（云浮、河源、梅州、韶关、清远）削峰填谷（平）平均电价差为0.625 元/（kW·h）。因此，可以判断：

1）每天一充一放方案的平准化储能度电成本LCOS 远高于广东的峰谷价差，因此该方案不具备可行性。

2）两充两放时，按照每天两充两放方案的平准化储能度电成本LCOS 0.69 元/（kW·h），仅考虑削峰填谷（平）收入时，广东珠三角六市更适合开发用户侧储能项目，而粤北山区则不适合开发用户侧储能项目。

5 经济性分析

文献[5]提出了财务可行性评价的指标计算方法，财务可行性评价的指标常用的有净现值（NPV）、内部收益率。

如表6 所示，以资本金内部收益率（IRR）6.5%为判断基准，则考虑合同能源管理营业收入10%分享给客户后，两充两放方案的资本金内部收益率为9%，静态项目回收期（融资）8.53 年，财务净现值39 万元，财务评价可行；一充一放方案的资本金内部收益率为4.72%，静态项目回收期（融资）14.8 年，财务净现值-64 万元，财务评价达不到基准收益率要求。虽然一充一放方案峰谷价差更高，但是由于电池容量衰减率为2%/a，一充一放方案回收期过长，因此资本金内部收益率比两充两放方案低。

表6 项目经济性

6 结论

采用每天两充两放方案的平准化储能度电成本LCOS 更低，两充两放方案资本金内部收益率更高，回收期更短，因此两充两放的方案最优。当储能用于削峰填谷（平）时，若其平准化储能度电成本（LCOS）小于峰谷（平）平均电价差，则认为储能可以获利。因此仅考虑削峰填谷（平）收入时，广东珠三角六市（广州、东莞、珠海、佛山、中山、惠州）更适合开发用户侧储能项目。