用戶側(cè)電池儲能系統(tǒng)的成本效益及投資風險分析
潘福榮1， 張建赟1， 周子旺1， 張 興2， 鄭旭初2
（1． 國網(wǎng)浙江省電力有限公司寧波供電公司， 浙江 寧波 315000；2． 浙江優(yōu)能電力設(shè)計有限公司， 浙江 寧波 315100）
本文引文信息：潘福榮, 張建赟, 周子旺等. 用戶側(cè)電池儲能系統(tǒng)的成本效益及投資風險分析[J]. 浙江電力, 2019, 第38卷(5):43-49.
0 引言
儲能系統(tǒng)按照安裝位置的不同， 可分為發(fā)電側(cè)儲能、 輸配電側(cè)儲能和用戶側(cè)儲能， 相對前兩者， 用戶側(cè)儲能系統(tǒng)的單體項目相對更小， 也更接近電力用戶。截至2017 年底， 用戶側(cè)儲能占全部應(yīng)用規(guī)模的27%， 其中工商業(yè)削峰填谷占用戶側(cè)儲能的73%， 是目前中國唯一進入商業(yè)化運行的電池儲能領(lǐng)域[1]。
當前， 已有相關(guān)文獻對用戶側(cè)儲能的經(jīng)濟性進行了研究[2-13]。文獻[2]通過分析與計算， 確定了儲能產(chǎn)品的目標成本， 分析了降低成本的主要途徑。文獻[3-7]在成本方面只考慮了投資成本和年運行維護費用， 沒有考慮置換成本、 廢棄處置成本。文獻[3]考慮了用戶側(cè)電池儲能系統(tǒng)在減少用戶配電站建設(shè)容量和降低購電費用方面為用戶帶來的經(jīng)濟價值， 對上海地區(qū)某企業(yè)安裝的鈉硫電池儲能系統(tǒng)進行了分析， 但沒有定量分析各影響因素對儲能經(jīng)濟性的影響。文獻[4]雖然考慮了儲能系統(tǒng)在減少電網(wǎng)擴建容量、 削峰填谷降低總網(wǎng)損成本、 低儲高發(fā)套利、 作為新能源發(fā)電備用容量和提高可靠性效益5 個主要方面的經(jīng)濟價值，但沒有區(qū)分利益主體。文獻[5]建立了包括發(fā)電側(cè)、 電網(wǎng)側(cè)、 用戶側(cè)以及政府補貼的儲能電站收益計算模型， 但用戶側(cè)經(jīng)濟效益只考慮了減少電量電費。文獻[6]建立了評價儲能系統(tǒng)投資經(jīng)濟性的數(shù)學模型， 但只從削峰填谷方面分析了儲能系統(tǒng)的效益。文獻[7]結(jié)合大型企業(yè)用戶對電能質(zhì)量和用電可靠性的需求， 對配置柴油發(fā)電機和電池儲能進行了成本/效益分析。文獻[10]分析負荷側(cè)電池儲能系統(tǒng)在延緩設(shè)備投資收益、 直接收益、環(huán)境效益、 政府補貼4 個方面的經(jīng)濟價值， 但成本方面也只考慮了投資成本和運行維護成本。文獻[11]提出了適用于不同類型電池儲能的全壽命周期成本模型， 但沒有區(qū)分不同用戶類型， 沒有考慮市場經(jīng)濟環(huán)境對用戶側(cè)電池儲能年均成本的影響。文獻[13]分析了儲能在不同應(yīng)用領(lǐng)域的價值收益模式， 初步建立了儲能在不同收益模式下的收益模型， 但沒有針對用戶側(cè)儲能進行分析。文獻[16]分析了儲能系統(tǒng)在用戶側(cè)的應(yīng)用模式和經(jīng)濟效益， 但沒有進行定量計算。
由以上分析可知， 當前對用戶側(cè)儲能的研究存在以下問題：儲能系統(tǒng)的成本收益模型考慮不全面， 成本收益模型針對多個效益主體， 沒有對用戶進行細分， 沒有定量分析其投資風險。
本文建立了儲能全壽命周期成本模型和用戶側(cè)收益模型， 基于浙江兩部制電價及分時電價政策， 考慮不同的充放電策略， 以不同類型的工商業(yè)用戶儲能項目為例， 對儲能項目的經(jīng)濟性進行計算， 并采用Crystal Ball 軟件對投資風險進行了評估。
1 用戶側(cè)儲能系統(tǒng)成本收益模型
1.1 全壽命周期成本模型
各類蓄電池儲能的成本結(jié)構(gòu)相同， 全壽命周期成本包括初始投資成本、 運行維護成本、 置換成本和退役成本。
（1）初始投資成本
儲能系統(tǒng)主要包括電池組、 PCS（功率變換系統(tǒng)）、 BMS（電池管理系統(tǒng)）、 監(jiān)控系統(tǒng)等。初始投資費用主要與系統(tǒng)的存儲容量和傳輸功率有關(guān)[2]，初設(shè)投資成本計算公式如下：
式中：C1 為儲能系統(tǒng)初始投資成本；P es 為儲能系統(tǒng)額定功率；Q es 為儲能系統(tǒng)容量；k p 為與儲能系統(tǒng)輸入、 輸出的峰值功率相關(guān)的成本系數(shù)；k q 為與儲能系統(tǒng)容量相關(guān)的成本系數(shù)。
（2）年運行維護費用
儲能系統(tǒng)的年運行維護成本包括儲能系統(tǒng)運行成本和維護成本， 主要是電池日常、 定期的人工維護， 如電池及其管理系統(tǒng)故障預防及消除、電池定期人工巡檢等。年運行維護成本可根據(jù)式（2）計算[14]：
式中：C2 為儲能系統(tǒng)運行維護成本；k om 為單位容量年運行維護成本系數(shù)。
（3）置換費用
當電池儲能壽命周期小于實際項目周期時，需對其進行更換， 置換費用主要來源于電池本體。電池儲能的置換成本為：
式中：C3 為電池每次置換成本；α 為電池成本的年均下降比例；k 為電池更換次數(shù)；n 為電池壽命。
（4）廢棄處置成本
廢棄處置成本指儲能設(shè)備的壽命周期結(jié)束后，為處理該設(shè)備所需支付的費用， 主要包括設(shè)備殘值和環(huán)保費用支出兩方面。設(shè)備殘值與初始投資成本和回收系數(shù)有關(guān)， 為負值；環(huán)保費用支出主要指回收電池所付出的成本。
隨著電池儲能回收機制的建立和日益完善，回收價值對電池儲能的經(jīng)濟性影響越來越大。對鉛炭電池來說， 隨著鉛回收技術(shù)的進一步提升，目前鉛炭電池可實現(xiàn)100%回收， 設(shè)備殘值可達到初始投資的20%。廢鋰電池的處理， 首先要對其進行放電、 拆解、 粉碎、 分選， 拆解之后的塑料以及鐵外殼可以回收， 然后再對電極材料進行堿浸出、 酸浸出， 多種程序之后再進行萃取。鋰電池的回收技術(shù)復雜， 成本高昂， 目前尚無很好的回收方案， 沒有明確的回收價值， 設(shè)備殘值可看作零。環(huán)保費用支出目前無相關(guān)數(shù)據(jù)參考， 暫不考慮。
式中：C4 為儲能系統(tǒng)廢棄處置成本；γ 為儲能系統(tǒng)回收系數(shù)。
1.2 收益模型
1.2.1 減少變壓器容量投資
采用專用變壓器（簡稱“專變”）供電的工商業(yè)用戶， 根據(jù)自身最大負荷確定專變?nèi)萘浚?考慮建設(shè)儲能系統(tǒng)， 則可減少專變?nèi)萘客顿Y。
式中：E1 為減少變壓器容量而節(jié)省的費用；p tr 為專變單位容量造價；S T 為沒有儲能時的變壓器規(guī)劃容量； pagenumber_ebook=48,pagenumber_book=45為增加儲能后的變壓器規(guī)劃容量；P max為不安裝儲能裝置時用戶最大計算負荷。
1.2.2 減少電費收益
（1）減少基本電費
采用兩部制電價的工商業(yè)用戶， 基本電價按變壓器容量或最大需量計費。對于新投產(chǎn)用戶，考慮安裝儲能系統(tǒng)， 則變壓器規(guī)劃容量可適當降低， 利用儲能的削峰填谷作用可減小用戶的最大需量， 也就相應(yīng)減少了用戶每月所交納基本電費。
基本電價按變壓器容量計費時， 則每年減少基本電費E2 為：
式中：e T 為按變壓器容量收取的基本電價。
基本電價按最大需量計費， 則每年減少基本電費E2 為：
式中：e es 為按最大需量收取的基本電價。（2）減少電量電費
在分時電價機制下， 用戶通過儲能系統(tǒng)在低谷電價時段充電， 在高峰、 尖峰電價時段放電，從而實現(xiàn)峰谷差套利， 減少購電費用。
每年價差收益E3 為：
式中：m 為一天內(nèi)m 個放電時段；n 為一天內(nèi)n個充電時段；W fi 為第i 個放電時段放電電量；ei為第i 個放電時段用戶用電電價；W c i為第i 個充電時段充電電量；ej 為第j 個充電時段用戶用電電價；n d 為儲能系統(tǒng)年平均運行天數(shù)；P f i 為第i個放電時段放電功率；P c i 為第i 個充電時段充電功率；t f i 為第i 個放電時段放電時長；t c i 為第i 個充電時段充電時長；ηf 為平均放電效率；ηc 為平均充電效率。
1.2.3 降損收益
儲能系統(tǒng)的削峰填谷作用可減少專變損耗和用戶配電網(wǎng)絡(luò)損耗。由文獻[15]可推導， 在負荷功率因數(shù)和負荷點電壓不變的情況下， 2 條負荷曲線所引起的有功損耗之差為：
式中：ΔW 為2 條負荷曲線在一天內(nèi)的有功損耗之差；R 為用戶變壓器和用戶配電網(wǎng)絡(luò)電阻之和；cosθ 為負荷功率因數(shù)；U 為負荷母線電壓；f1（t）為無儲能系統(tǒng)時， 用戶負荷曲線在t 時刻負荷值；f2（t）為建設(shè)儲能系統(tǒng)后， 用戶負荷曲線在t時刻負荷值；E4 為年降損收益；e av 為峰谷電價平均值。
1.2.4 可靠性收益
電力用戶停電初期損失包括可能的設(shè)備損壞、
出現(xiàn)殘次品、 少生產(chǎn)產(chǎn)品的利潤損失與恢復生產(chǎn)啟動費用等， 停電持續(xù)一定時間后， 停電損失主要是少生產(chǎn)產(chǎn)品的利潤損失。為避免過充過放影響電池壽命， 化學儲能系統(tǒng)的DOD（放電深度）一般不超過80%， SOC（剩余電量）通常在20%以上，可以作為用戶的后備電源。
停電損失與負荷重要程度、 行業(yè)類別、 停電時間、 停電時長、 失負荷大小等因素有關(guān)。儲能系統(tǒng)的配置對單回路、 雙回路供電模式的可靠性有較大提升， 尤其是對于單回路供電模式， 而對雙電源供電模式的可靠性幾乎無提升效果[16]。
采用以下公式對可靠性收益進行計算：
式中：E5 為用戶建設(shè)儲能系統(tǒng)后， 由供電可靠性提高帶來的收益；Δr 為用戶單位容量停電1 h 的損失；Δt 為建設(shè)儲能系統(tǒng)后， 將減少的停電負荷折算到儲能系統(tǒng)額定功率后的年平均停電時間。
2 用戶側(cè)儲能系統(tǒng)經(jīng)濟性分析及風險評估
2.1 經(jīng)濟評價指標
考慮資金時間價值， 利用動態(tài)投資回收期、NPV（凈現(xiàn)值）、 IRR（內(nèi)部收益率）3 個經(jīng)濟評價指標對用戶側(cè)儲能項目進行經(jīng)濟性評價。
（1）動態(tài)投資回收期（P t′）計算
式中：CI 為現(xiàn)金流入量；CO 為現(xiàn)金流出量；i0 為基準收益率；Pt′為動態(tài)投資回收期。（2）NPV 計算
若NPV≥0， 則說明該方案能滿足基準收益率要求的盈利水平且還能得到超額收益， 故方案可行。
（3）IRR 計算
若IRR≥i c（預期收益率）， 則NPV＞0， 說明項目在經(jīng)濟效果上可行。
2.2 生命周期內(nèi)NPV
在儲能系統(tǒng)的一個生命周期內(nèi)， NPV 為：
式中：E T 為儲能系統(tǒng)生命周期內(nèi)收益凈現(xiàn)值；C T為儲能系統(tǒng)生命周期內(nèi)成本凈現(xiàn)值；C PA（i， n）為年金現(xiàn)值系數(shù)；C PF（i， n）為一次支付現(xiàn)值系數(shù)。
2.3 投資收益及投資風險分析
由NPV 計算公式可知， 影響儲能系統(tǒng)經(jīng)濟性的因素有：儲能系統(tǒng)額定功率、 儲能系統(tǒng)容量、單位容量成本、 單位功率成本、 壽命、 電池回收系數(shù)、 基本電價、 峰谷電價、 儲能系統(tǒng)年平均運行天數(shù)、 用戶單位容量單位時間停電損失等。
隨著技術(shù)的進步， 儲能系統(tǒng)單位容量成本、單位功率成本會逐漸下降， 電池壽命也會逐漸增長， 同時峰谷電價、 基本電價等政策變動也會給儲能項目投資帶來風險， 在投資決策時需定量評估這些風險。
儲能項目經(jīng)濟指標計算流程如圖1 所示。本文基于儲能系統(tǒng)成本收益模型， 通過識別風險因素， 采用Crystal Ball 軟件進行投資收益及投資風險分析。
圖1 儲能項目經(jīng)濟指標計算流程
3 算例分析
3.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)
2018 年9 月1 日浙江省工商業(yè)用戶電網(wǎng)銷售電價見表1?？梢?， 浙江工業(yè)用戶峰谷電價差為0.633～0.666 元/kWh， 一般商業(yè)用戶峰谷電價差在0.796～0.828 元/kWh。
表1 浙江省工商業(yè)峰谷電價
分時電價時段劃分見圖2：尖峰時段為19：00-21：00；高峰時段為8：00-11：00， 13：00-19：00，21：00-22：00；低谷時段為11：00-13：00， 22：00-次日8：00。
圖2 浙江工商業(yè)六時段分時電價
從各種儲能電池性能比較來看， 鋰電池與鉛蓄電池由于產(chǎn)業(yè)化基礎(chǔ)較好， 相比其他路線具有明顯的成本優(yōu)勢， 本文針對鉛蓄電池、 磷酸鐵鋰電池進行分析。2 種電池技術(shù)性能參數(shù)見表2。
表2 電池技術(shù)性能參數(shù)
3.2 投資收益計算
（1）大工業(yè)用戶
以10 kV 大工業(yè)用戶建設(shè)100 kW 的儲能系統(tǒng)為例， 在浙江當前充放電條件下， 采取低谷充電、 尖峰放電， 在充放電時長各為2 h 時收益最大， 計算結(jié)果見表3。
由表3 計算結(jié)果可知， 在浙江當前的峰谷電價條件下， 10 kV 大工業(yè)用戶建設(shè)磷酸鐵鋰電池、鉛炭電池儲能均能實現(xiàn)盈利。
（2）一般工商業(yè)用戶
以10 kV 一般工商業(yè)用戶建設(shè)100 kW 儲能系統(tǒng)為例， 在浙江當前充放電條件下， 采取低谷充電、 尖峰放電， 在充放電時長各為2 h 時收益最大， 計算結(jié)果見表4。
由表4 計算結(jié)果可知， 在浙江當前的峰谷電價條件下， 由于缺少基本電費收益， 10 kV 一般工商業(yè)用戶建設(shè)磷酸鐵鋰電池儲能無法盈利， 鉛炭電池儲能可勉強實現(xiàn)盈利， 內(nèi)部收益率為4.23%。
表3 10 kV 大工業(yè)用戶儲能系統(tǒng)投資收益
表4 10 kV 一般工商業(yè)用戶儲能系統(tǒng)投資收益
3.3 投資風險分析
考慮各種影響因素的不確定性， 分析大工業(yè)用戶儲能項目投資風險。各假設(shè)變量的分布和決策變量取值范圍見表5， 其中N（μ， σ2）表示變量服從正態(tài)分布。
表5 假設(shè)變量分布及決策變量范圍
采用蒙特卡洛模擬10 000 次， 得到鉛碳電池NPV 概率分布如圖3 所示， 可以看出， 鉛碳電池NPV 最小值為19.09 萬元， 最大值為37.19 萬元， 平均值28.92 萬元。按大小對影響凈現(xiàn)值的因素進行排序， 得到項目周期、 單位容量成本、回收系數(shù)、 系統(tǒng)平均運行天數(shù)、 單位功率成本、能量轉(zhuǎn)換效率等因素的敏感度數(shù)據(jù)如表6 所示，可以看出， 項目周期和單位容量成本對效益的影響占90%以上。
圖3 鉛碳電池NPV 概率分布
表6 鉛碳電池NPV 敏感度數(shù)據(jù)
采用蒙特卡洛模擬10 000 次， 得到磷酸鐵鋰電池NPV 概率分布如圖4 所示， 可以看出， 磷酸鐵鋰電池NPV 最小值為-3.55 萬元， 最大值為11.71 萬元， 平均值3.80 萬元， NPV＞0 的概率為96.51%。按大小對影響NPV 的因素進行排序， 得到項目周期、 單位容量成本、 年運行天數(shù)、 能量轉(zhuǎn)換效率、 單位功率成本的敏感度數(shù)據(jù)見表7。
圖4 磷酸鐵鋰電池凈現(xiàn)值概率分布
表7 磷酸鐵鋰電池NPV 敏感度數(shù)據(jù)
4 結(jié)語
本文建立了用戶側(cè)儲能系統(tǒng)成本收益模型，利用NPV、 IRR 等經(jīng)濟評價指標對浙江大工業(yè)用戶、 一般工商業(yè)用戶儲能案例進行了效益分析。在當前浙江峰谷電價及兩部制電價下， 大工業(yè)用戶采用鉛炭電池和磷酸鐵鋰電池的IRR 分別能達到21.75%和13.17%， 具有不錯的經(jīng)濟性。一般工商業(yè)用戶由于缺少基本電費收益， 采用鉛炭電池可勉強實現(xiàn)正收益， IRR 為4.23%；采用磷酸鐵鋰電池， 目前還不具備經(jīng)濟性。最后， 采用Crystal Ball 軟件對大工業(yè)用戶的儲能項目進行敏感度分析、 投資風險計算， 為浙江開展用戶側(cè)儲能項目提供指導。
參考文獻：（略）
DOI： 10.19585/j.zjdl.201905007
開放科學（資源服務(wù)）標識碼（OSID）：pagenumber_ebook=46,pagenumber_book=43
基金項目： 國網(wǎng)浙江省電力有限公司寧波供電公司科技項目（SGZJNB00HWJS1801093）
作者簡介： 潘福榮（1980）， 男， 高級工程師， 研究方向為電力系統(tǒng)分析、 新能源發(fā)展規(guī)劃等。
