不同商業(yè)運營模式下儲能技術經濟效益分析研究

楊建林 黃一超 費 斐 郭明星 龐愛莉

（國網上海市電力公司經濟技術研究院，上海 200120）

根據投資主體的不同，當前儲能技術的商業(yè)運營模式主要可分為四類，分別為發(fā)電側投資運營模式、電網側投資運營模式、用戶側投資運營模式和第三方投資運營模式。不論是電網公司、發(fā)電企業(yè)、電力用戶還是獨立投資機構，在考慮是否裝配儲能電站時，一定都會考慮儲能電站所帶來的經濟效益。因此非常有必要研究不同投資主體投資儲能電站所帶來的經濟效益。

儲能系統(tǒng)的應用場景不同，其使用目的及所帶來的各方面經濟收益也有很大不同。因此，不同應用場景將對應不同的儲能技術經濟效益評估模型[1-3]。同時，不同投資主體對儲能投資時一般希望可以同時實現(xiàn)多種功能[4]。例如，電網側投資模式希望將儲能電站安裝在負荷附近以實現(xiàn)最大程度的削峰，同時可延緩輸配電設備的升級改造；發(fā)電側投資模式希望儲能投入后提高現(xiàn)有機組最大利用小時數，延緩新建發(fā)電機組并減少溫室氣體排放[5]。因此，非常有必要進行各個場景下的儲能經濟效益評估方法研究，計算不同投資主體的所有收益，為衡量儲能價值、確定儲能應用結算機制和利益分成機制提供參考[6]。

基于上述背景，本文研究了不同商業(yè)運營模型下的儲能技術經濟效益計算分析模型，詳細分析了各種商業(yè)運營模式下各種經濟收益的組成結構和計算方法，通過算例的計算結果給出儲能技術最優(yōu)商業(yè)運營模式的投資建議。

1 不同商業(yè)運營模式經濟效益模型

本節(jié)基于儲能技術各種應用場景分析，進行不同商業(yè)運營模式的儲能技術的經濟效益分析建模。

1.1 電網側投資運營模式經濟效益模型

電網側投資模式是指由電網公司全資投資儲能裝置，所獲收益全部歸電網公司所有的商業(yè)運營模式。該模式是電網公司從電網自身需要出發(fā)，為解決特定問題而進行的儲能設施安裝。由電網投資的儲能項目一般容量較大、投資較多，且隱形經濟效益大于顯形經濟效益。

儲能系統(tǒng)應用于電網中，具有延緩電網建設、降低網絡損耗、減少系統(tǒng)停電損失電量等作用，進而帶來相應的收益[7]。相關經濟收益模型如下。

1）延緩電網建設

通過安裝儲能減少電網擴建改造方面的經濟效益1E可以表示為

式中， Cinvest為用戶配電系統(tǒng)的單位造價（萬元/MW）； Pmax為蓄電池組額定功率（MW）；η為儲能裝置的儲能效率；一般要求儲能安裝節(jié)點的儲能容量小于該節(jié)點的最大負荷。

2）降低線路損耗

在減少線路網損方面的年收益 E2為

式中，2E定義為減少線路損耗指標，n為儲能裝置每年的總循環(huán)充放電次數，T為儲能裝置的單次充放電平均持續(xù)時間；hM 和lM分別為放電時的峰值電價和充電時的低谷電價。HPΔ、LPΔ分別為高峰負荷時減少的線路有功功率和低谷負荷時增加的線路有功功率。

3）減少系統(tǒng)停電損失電量

通過缺電損失評價率來對儲能裝置減少地區(qū)停電損失的效益3E進行評估，顯然可以間接反映儲能裝置節(jié)省的電網可靠性成本，即

式中，RCEE 為儲能裝置的剩余電量期望值（MWh），當發(fā)生停電時，儲能裝置的剩余電量可以減少用戶相應數量的電量不足期望值，為系統(tǒng)平均每年停電率；IEAR 為用戶停電損失評價率（萬元/MWh）。

4）經濟效益綜合評估模型

電網側運營模式下的經濟效益綜合評估模型如下式所示：

式中，netE 為電網投資下的凈收益；1E為緩解電網投資建設節(jié)約費用；2E為降低網損節(jié)約費用；3E為減少用戶停電損失電量費用；1C為儲能電站的投資成本，具體包括站址建設成本和設備投資成本，均已折算至每年現(xiàn)值。2C為儲能裝置的年運行維護費用，主要由儲能裝置的安裝規(guī)模。

需要說明的是，本評估模型未考慮儲能裝置快速參與調頻所帶來的經濟效益，主要原因是目前我國尚未對儲能參與調頻給出獨立的補償價格，因其調頻速度快而產生的經濟效益很難量化，故目前無法界定其成本。

1.2 用戶側投資運營模式經濟效益模型

用戶側投資模式是指由用戶全資投資儲能裝置，所獲收益全部歸用戶所有的商業(yè)運營模式。

儲能系統(tǒng)應用于用戶側，可減少用戶的電量電費和容量電費，減少因停電造成的用戶停電損失，減少用戶備用電源投資，從而帶來經濟收益[8]。

1）高發(fā)低儲減少電量電費和容量電費

在負荷低谷且電價較低時對儲能裝置充電，在負荷高峰且電價較高時放電，利用峰谷電價差，可以減少其購電費用中的電量電費。年收益3E可以表示為

由專用配變供電的大中型電力用戶，每月需按照其申請用電的最大需量交納基本電費。用戶安裝儲能系統(tǒng)后，可減少用戶的峰值負荷數值，進而減少了每月的容量電費數值。相應的年收益5E可以表示為

式中，cP為儲能裝置的容量；1L為用戶增容所需交納的單位容量電價。

2）減少用戶停電損失和備用電源投資

用戶停電可能造成其生產中斷甚至產品報廢，影響其經濟收益。儲能系統(tǒng)可在極短的時間內實現(xiàn)市電到儲能系統(tǒng)的切換，防止市電供電中斷造成的用戶停電、減少缺電損失。由此產生的年收益6E可表示為

式中，sλ為儲能裝置投入前的用戶停電率；sλ′為儲能裝置投入后用戶的停電率。cutE 為每次供電中斷給用戶造成的經濟損失期望值。

減少的備用電源投資7E計算如下：

式中，7E為備用電源投資；cP為儲能容量；2L為單位備用電源容量的投資成本。

3）經濟效益綜合評估模型

根據上節(jié)對電網側投資模式的收益分析，可得該運營模式下的經濟效益綜合評估模型為

式中，userE 為用戶投資下的凈收益；4E為利用峰谷電價高發(fā)低儲所得收益；5E為減少增容容量電價節(jié)約費用；6E為減少用戶停電損失電量費用；7E為減少減少用戶備用電源配置所需費用；1C、2C定義同上一節(jié)。

1.3 發(fā)電側投資模式及其經濟效益分析

發(fā)電側投資模式是指由發(fā)電公司（含新能源發(fā)電）全資投資儲能裝置，所獲收益全部歸發(fā)電公司（含新能源發(fā)電）所有的商業(yè)運營模式。

儲能系統(tǒng)應用于發(fā)電中，可以作為旋轉備用提高火電廠發(fā)電能力、平滑新能源出力并提升電能質量[9-11]、以及備用電源減少新能源所需備用等，從而帶來相應的收益。

1）作為旋轉備用提高火電廠發(fā)電能力

為應對因突發(fā)故障等因素造成的發(fā)電容量不足，每個發(fā)電廠都保留一定的旋轉備用容量，使得火電機組無法在最大負荷點處運行。由于需要一定的旋轉備用，要求在負荷低谷時段降低火電機組出力，導致機組無法最優(yōu)效率運行，而在高峰時段，需要開啟燃油機組、燃氣機組等發(fā)電成本較高的電源。

通過作為旋轉備用帶來的經濟效益可用下式表示：

式中，8E為經濟效益數值；CP為儲能容量，也為減少的旋轉備用電源容量，GL為單位容量的上網電價，T為每年發(fā)電廠的發(fā)電時間。

2）平滑新能源出力并提升電能質量

以風電場為例，風電場配置儲能收益主要來自于三部分[12-13]。

（1）削峰填谷收益。儲能應用于風電削峰填谷的收益計算式為

式中，9E為年經濟收益；P為風電上網電價；η為儲能系統(tǒng)的運行效率；Q為總充放電量。

（2）跟蹤計劃出力收益。儲能應用于跟蹤計劃出力的收益的計算公式如下：

式中， E10為年經濟收益；P為風電上網標桿電價；C為風電場裝機容量數值；T1、T0為安裝儲能裝置前后風電場年的年最大負荷利用小時數。

（3）減少電能質量治理裝置的安裝收益。可利用儲能裝置出力的快速響應來改善電能質量，減少電能質量治理裝置的投資，年收益 E8可用下式計算：

式中，k為儲能可替代電能質量補償裝置的種類（k=1,2, …, K）； CQk為解決第 k類電能質量問題所需安裝補償裝置的投資費用。

3）作為備用電源減少新能源所需備用

由于新能源發(fā)電的隨機性會給電網的運行帶來一定風險，因此需在電網中配備一定的備用容量來應對新能源發(fā)電出力的波動。儲能裝置的出力具有調節(jié)速度快的優(yōu)點，因此可替代常規(guī)電源作為新能源發(fā)電的備用容量。為計算方便，將儲能裝置理想化為均勻充放電，儲能裝置可用于調節(jié)系統(tǒng)功率（可發(fā)出功率或吸收功率）的電量期望值為 0.5PmaxT。儲能裝置取代傳統(tǒng)電源作為備用容量的經濟收益E4可表示為

式中，12E 為減少新能源發(fā)電所需的常規(guī)備用容量指標；5M 為常規(guī)備用容量的單位容量價格。

4）經濟效益綜合評估模型

根據上節(jié)對電網側投資模式的收益分析，可得該運營模式下的經濟效益綜合評估模型如下式所示：

式中，genE 為發(fā)電投資下的凈收益；8E為減少發(fā)電廠常規(guī)旋轉備用所得收益；9E為為新能源削峰填谷所得收益費用；10E 為新能源跟蹤指定出力曲線收益費用；減少用戶停電損失電量費用；11E 為減少電能質量治理裝置安裝所節(jié)約費用；12E 為減少新能源接入所需傳統(tǒng)備用電源收益；1C、2C定義同上一節(jié)。

需要說明的是，由于傳統(tǒng)發(fā)電廠和新能源電廠所建位置一般不同，因此對于傳統(tǒng)發(fā)電廠單獨以 E8作為目標，且儲能可以通過飛輪儲能等形式。

對于新能源電廠以 E9+ E10+ E11+ E12作為目標。

1.4 第三方投資模式及其經濟效益分析

第三方投資模式是指由第三方機構全資投資儲能裝置，所獲收益全部歸第三方機構所有的商業(yè)運營模式。

前文所述的三種投資模式均從投資主體自身利益出發(fā)，為解決其自身問題而進行的儲能設施投資。然而，這三種投資模式的收益來源單一，未考慮電網、發(fā)電、用戶三方的利益共享。第三方投資者建設儲能裝置的收益可同時來源于電網、發(fā)電和用戶，其所儲存的電能可供多方同時使用并共同收益。第三方運營商可根據“誰受益，誰付費”的原則對電網、發(fā)電和用戶收取響應服務費用。

第三方投資的經濟效益評估模型可由下式表示：

式中，thirdE 為第三方投資下的凈收益；netE 為電網側儲能受益方所需支付費用；userE 為用戶側儲能受益方所需支付費用；genE 為發(fā)電側儲能受益方所需支付費用；1C、2C定義同上一節(jié)。

由式（16）可以看出，第三方投資模式下的經濟收益關鍵是計算安裝儲能裝置后為電網、發(fā)電和用戶節(jié)約的費用，需要在投資前做好各方面的協(xié)調工作，并簽署相關協(xié)議，以保障其經濟收益。

2 算例分析

下面取某地區(qū)某三班制企業(yè)的負荷數據對安裝鈉硫電池儲能系統(tǒng)的規(guī)劃模型為例進行分析。圖1為其典型工作日負荷曲線。假定儲能系統(tǒng)的額定功率和最大容量分別為

圖1 某企業(yè)的典型工作日負荷曲線

首先，計算用戶側投資模式下的儲能技術經濟收益。根據前文計算方法，求得用戶側投資所得各部分經濟收益的結果，見表1。

表1 各部分收益和成本

通過上表數據可以看出，用戶側投資儲能系統(tǒng)的年凈收益僅為128萬元，相對于3560萬元的固定投資成本，其平均年投資回報率偏低，僅為3.59%。這是只考慮了用戶作為投資者方面的收益，用戶投資建設儲能裝置的經濟性偏低。

若儲能裝置由第三方公司投資，同時給用戶和供電公司提供服務，則第三方投資模式下的經濟收益同時來自與用戶和供電公司。

上述三種投資模式的年收益和投資回報率的對比情況如圖2所示。

圖2 不同投資模式年收益和投資回報率對比圖

從該算例的圖形對比結果可以看出，第三方投資的收益率最高，用戶側投資收益率其次，電網側投資的收益率最低。關鍵是第三方投資能夠協(xié)調電網、用戶受益方之間的利益關系，統(tǒng)籌考慮儲能裝置的容量，因此使得投資收益最大化。

本案例僅考慮了第三方投資儲能在電網側和用戶側的應用場景和經濟效益。類似的，若計及儲能裝置在發(fā)電側的應用收益，則可進一步提升投資回報率數值。

近年來，能源互聯(lián)網的建設如火如荼，能源互聯(lián)網可實現(xiàn)多個投資主體間的能源信息互聯(lián)共享。同時，其大數據分析能力可為各投資主體提供更加精細的經濟收益數值，可為儲能的投資優(yōu)化和決策分析提供更為完善的技術支持[14-15]。如何借助能源互聯(lián)網實現(xiàn)不同投資模式下儲能的經濟效益分析是下一步需要重點研究的方向。

3 結論

本文研究了四種商業(yè)運營模式下的儲能技術經濟效益計算方法，分別建立了電網側投資、用戶側投資、發(fā)電側投資和第三方投資的經濟效益計算模型，并對每種商業(yè)運營模式的經濟收益組成結構進行了詳細分析，通過算例給出了各種商業(yè)運營模式下的計算分析結果。通過對比可以看出，第三方投資的商業(yè)運營模式由于綜合計及了電網側、發(fā)電側和用戶側的投資收益，因此具有較好的投資回報率，是現(xiàn)階段最優(yōu)的商業(yè)運營模式。

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