储能系统商业模式及峰谷差运行工况的经济性评价研究

秦 帆 刘 聪

（1.徐州市国有资产投资经营集团有限公司 2.中国矿业大学低碳能源与动力工程学院）

0 引言

随着能源供应体系的不断发展， 尤其是新能源电力供应的不断增加， 储能在电力系统中的作用逐步显示。目前， 储能系统运行的商业运营模式不断完善，部分地区开展了装机补贴和运行补贴， 储能系统除参与调峰外， 还可以进入电力现货交易市场， 储能系统盈利难的问题得到逐步解决。国内学者对储能系统的技术路线、 运行效率、 投资测算等方面进行了较多研究， 对储能系统运行的基本模式进行了探讨， 建立的储能系统运行经济性模型[1-5］， 但从商业角度对系统投资运营的可行性， 尤其是财务可行性分析的较少，运行的固定成本和可变成本没有进行区分， 充放电效率对系统运行时长的影响没有进行充分考虑， 缺乏全生命周期的可行性评价。本文基于峰谷电差价工况，对储能系统运行的模式以及盈利性进行了研究讨论，通过动态财务投资计算方法， 建立峰谷电差价模式下储能系统盈利能力测算方法和模型， 得出了盈利性评估指标， 并结合实际案例， 对储能系统运行的财务可行性进行评价研究。本文的研究， 对储能系统投资以及运行效果评估具有参考意义。

1 储能系统运行

1.1 储能技术

当前， 国内外在用的储能技术主要包括[6］： 抽水蓄能、 压缩空气储能、 飞轮储能、 电池储能、 超级电容器储能等。不同储能系统的技术原理不同， 但作用基本相当， 主要是起到储存富裕电力， 并在有需求时向电网或者用户释放电力的作用。除储存电能外， 储能的形式还包括储存热 （冷） 或氢气等， 通过改变能量性质， 达到储存能量的目的。

1.2 运行模式

分布式能源和储能的应用改变了电力系统“发电-输电-用电”的传统利用模式， 储能系统可以在发电、输电、 用电各个环节与原有系统进行耦合[7］。

（1） 发电侧运行

我国现行主流发电机组包括火力、 水力、 核能、太阳能光伏、 风电机组等。太阳能光伏、 风电等新能源机组受天气影响大， 出力变化大， 对电网冲击大。为优先消纳新能源发电， 传统火电机组调峰运行的时间变长， 启停更加频繁， 调峰负荷深度变大， 低功耗运行损失变大， 运行的安全隐患升高。

通过配置储能可以将风电和光伏无法上网的电量存起来， 并在电网缺负荷或者用户侧有需求时输送出去， 从而减少损失， 提高收益。对火电等调峰机组来说， 配置储能可以有效增加机组运行的灵活性， 提高机组深度调峰工况下运行的经济性和安全性。

（2） 用户侧运行

部分工商业用户对能源供应要求较高， 为提高供电的稳定性， 破解临时的电力短缺问题， 有建设储能系统的必要。同时， 利用电力系统供应的峰谷电价，配置储能可以实现电价高峰期用电量消减， 从而减少电费支出， 盈利能力取决于储能系统全寿命周期内度电成本与峰谷电价差的比较。

（3） 电网侧运行

由于电网负荷的波动， 为了保证电力的稳定供应， 须要投入大量的资金进行电力扩容。考虑电网运行的稳定性和安全性， 配置储能可以有效进行调频调压， 增加调频调压容量和控制灵活性。同时， 由于储能系统具有响应速度快， 爬坡能力强， 可正反向调节等优点， 储能系统在辅助服务领域优势明显， 能够以ms级的速度为电网提供调峰调频、 紧急支撑、 黑启动等多种服务。

1.3 盈利模式

（1） 峰谷差运行

储能系统可以在负荷低谷时， 以较低的谷电价对储能电池进行充电， 在负荷高峰时向外供电， 实现峰值负荷的转移， 从峰谷电价中获取收益。

（2） 电力消纳

光伏、 风力等新能源发电具有很强的间歇性和波动性， 通过配置储能系统， 将多余光伏、 风力发电存在储能系统中， 待电量不足时， 由储能向负荷供电，最大程度上实现用电利益最大化。

（3） 容量管理

通过配置储能， 工商业用户可以利用储能系统在电低谷时储能， 在用电高峰时放电， 从而降低用户的尖峰功率以及最大需量， 降低企业在高峰时的最大需量功率， 起到降低容量电价的作用。此外， 还有部分工商业用户， 因为生产能力需求的扩大， 原申用电容量不能满足生产经营需要， 须申请增加容量。通过建设或租赁储能系统， 可以帮助该类用户在短期内满足负荷电能需量要求， 降低扩容投资。

（4） 其他盈利途径

储能系统其他盈利途径还包括： 需求侧响应、 电力辅助服务、 电力现货交易等。电力需求响应是指企业在电力用电紧张时， 主动减少外接用电， 通过使用储能系统供电进行削峰， 响应供电平衡， 并由此获得经济补偿。电力辅助服务是指储能系统参与电网调频、 调峰、 调相等。电力现货交易是指储能系统作为独立主体进入电力市场， 进行电力现货交易。

2 储能系统投资

2.1 投资模式

（1） 独立投资

独立投资指的是工商业用户自费配置储能系统。储能设备可由用户自行维护， 或由设备厂商提供运维服务。独立投资模式适用于储能投资收益率较高的场景。

（2） 合作投资

电力系统中的各个主体， 包括发电企业、 电网企业、 用户以及外部投资者， 均可以参与储能系统建设， 各个主体之间可以交叉合作， 共同投资建设储能系统。

采用电网与用户共同投资的模式可以分散用户投资压力和电网的销售压力， 在负荷高峰时期放电， 达到削峰填谷的目的， 进而可以延缓电网投资。电网作为储能的运营方， 将某些时刻多余的电能存储在分布式储能中， 并在需要时通过电网线路输送给用户， 不仅节约了成本， 还可以赚取利润。

（3） 共享和租赁模式

共享模式是通过自有资金或者融资， 购置储能设备， 建设储能系统， 并租赁给第三方使用的模式。通过该模式储能系统建设者除让储能设备为自身服务外， 也可以将储能设备租赁给第三方， 从而消除初期投资成本过大的障碍， 降低应用门槛， 促进储能行业发展。

2.2 系统投资成本

储能系统的投资建设成本主要包括容量成本和功率成本， 别表示为：

式中，Ip为储能系统单位功率成本，Ic为储能系统单位容量成本，Pe为储能系统额定功率，Ee为储能系统额定容量。

2.3 系统运行成本

储能系统的运行成本可分为固定成本和可变成本。

式中，Cfc为固定成本， 包括固定人员工资、 设备场地费等；Cvc为可变成本， 主要为系统充电成本和维护成本。

为更直观反映充放电对系统盈利性的影响， 本文的测算不考虑各项税费以及其他人力资源等成本。该情况下， 系统运行成本即为运行可变成本， 可表示为：

式中，C0为年资金流出，Ps为系统功率，Tc为充电时间，Uc为充电单价。

3 储能系统收益模型

3.1 收益指标

储能系统盈利指标包括静态指标和动态指标。静态指标不考虑时间成本， 动态指标考虑资本时间成本， 主要包括财务净现值、 内部收益率、 投资回收期等。

3.2 系统收益

储能系统盈利渠道主要包括， 峰谷电差价运行、电力消纳、 容量管理以及其他补贴等。系统收益为表示为：

式中，Sc为系统峰谷电差价运行收入，Sd为电力消纳收入，Sr为容量补偿对应的收入，So为补贴或其他收入。

慢充慢放工况下， 储能系统充放电运行的收益为：

式中，Tf是放电时长，Uf是放电价格。

对于储能系统放电时长， 根据能量守恒可求得：

式中，ηf为放电效率，ηc为充电效率。根据上式， 可得：

不计算电力消纳和其他补偿费用的情况下， 年资金流入等于系统峰谷电差价运行收益。

式中，Ci为年收入。

3.3 单位运行收益

按照夜间谷电充电一次， 日间峰电充电一次的模式， 储能系统每日运行一次， 不考虑初投资的情况下， 则系统运行单位收益为：

3.4 全生命周期收益测算

（1） 财务净现值

项目投资财务净现值是指按设定的折现率将项目计算期内各年净现金流量折现到建设期初的现值之后， 计算公式为[8］：

式中，Ci为资金流入，Co为资金流出， （Ci-Co）为第t 年的净现金流量，n为计算期年数，ic是折现率， 表示投资者期望的最低的投资回报年复利利率。

FNPⅤ是考察项目盈利能力的绝对量指标， 它反映项目在满足按设定折现率要求的盈利之外所能获得的超额盈利的现值。

FNPⅤ等于或大于零， 该项目财务效益可以被接受。

（2） 财务内部收益率

财务内部收益率是指项目在整个计算期内各年净现金流量现值累计等于零时的折现率， 它是考察项目盈利能力的相对量指标， 其表达式为：

将计算出来的财务内部收益率与设定的行业部门基准收益率进行比较， 当财务内部收益率大于设定的基准收益率时， 即认为项目的盈利性能够满足要求，该项目财务效益可以被接受。

（3） 投资回收期

动态投资回收期的计算在实际应用中根据项目的现金流量表， 计算方法是： 累计净现金流量现值出现正值的年数-1+上一年累计净现金流量现值的绝对值/出现正值年份净现金流量的现值， 以Pt表示。

4 储能系统运行财务测算模型

4.1 投资成本

容量2MWH 磷酸铁锂储能系统， 配置功率250kW 变流器及接入设备， 系统容量造价1500 元/kWh， 功率造价600元/kW[9］。

根据式 （1）， 系统投资成本Is为315万元。

4.2 运行成本

以江苏省110kⅤ大工业用户价计算， 峰电价格0.9647 元/kWh， 谷电价格0.2289 元/kWh[10］， 系统每天充电8h， 全年360d， 全年合计2880h， 系统首年充电效率95%， 每年衰减1%。

根据式（3） （4）， 可求得系统年运行成本Cvc为16.48万元。

4.3 收益

根据式 （8）， 系统放电效率以95%计， 每年衰减1%， 可求得慢充慢放工况下， 首年系统峰电时放电时间为2599.2h。

依据式 （9）， 系统首年收益Ci为62.69 万元， 逐年降低。

4.4 测算指标

系统寿命按15 年计， 结合以上计算， 投资回收期基本值按8 年计， 基准内部收益率按15%计， 折现率ic按12%计。

根据式 （11）， 系统财务净现值FNPⅤ为-43.25，结果小于0。

根据式（12）， 系统内部收益率FIRR为8.65%，低于基准内部收益。

根据投资回收期计算方法， 投资回收期Pt为8.5年， 高于基准投资回收期。

5 结束语

综上所述， 储能系统技术多样， 应用场景不同，包括发电侧运行、 用户侧运行、 电网侧运行。系统运行可以起到削峰填谷或者电力辅助调节等方面作用。储能系统投资建设可分为独立投资、 合作投资或者共享和租赁等模式。系统盈利的渠道主要来自峰谷差运行、 电力消纳、 容量管理、 需求侧响应、 电力辅助服务以及电力现货交易等。

系统建设成本包括功率成本和容量成本， 运行成本包括可变成本和固定成本。慢充慢放工况下， 维持系统功率和电流恒定， 系统放电时间小于充电时间，存在运行损失， 且运行效率逐年降低。评价储能系统全生命周期财务可行性的指标包括财务净现值、 内部收益率、 投资回收期等。在峰谷差运行工况下， 通过建立系统运行模型， 测算得项目具备正收益， 但财务净现值、 内部收益率低于基准值， 未达到投资要求。