第三方投資共享儲能電站商業(yè)模式及其經(jīng)濟(jì)性評價(jià)

俞容江，陳致遠(yuǎn)，尹建兵，王仁順，江全元

(1. 杭州市電力設(shè)計(jì)院有限公司，杭州310012；2. 國網(wǎng)浙江省電力有限公司杭州供電公司，杭州310016；3. 浙江大學(xué)電氣工程學(xué)院，杭州310027)

0 引言

隨著我國電力體制改革配套政策的落實(shí)，電網(wǎng)儲能的應(yīng)用價(jià)值、商業(yè)化發(fā)展逐漸得到了市場的關(guān)注和認(rèn)可。2017年9月國家發(fā)展改革委等五部門提出我國儲能產(chǎn)業(yè)未來兩個(gè)發(fā)展目標(biāo)：“十三五”期間儲能由研發(fā)示范過渡到商業(yè)化初期，“十四五”期間由商業(yè)化初期向規(guī)模化發(fā)展轉(zhuǎn)變[1]。但目前我國儲能產(chǎn)業(yè)仍存在政策不夠完善，投資方承擔(dān)風(fēng)險(xiǎn)較高的問題，商業(yè)化進(jìn)程較為緩慢。

目前關(guān)于儲能電站商業(yè)模式的研究已取得了一些成果。文獻(xiàn)[1]針對市場化初期階段，建立了合同能源管理模式下的儲能優(yōu)化規(guī)劃模型。文獻(xiàn)[2]介紹了分布式儲能商業(yè)模式類型和差異，分析了政策法規(guī)對儲能商業(yè)模式的影響。文獻(xiàn)[3]結(jié)合儲能政策環(huán)境和我國電力體制現(xiàn)狀，對比了不同電網(wǎng)側(cè)儲能商業(yè)模式的投資回收機(jī)制以及利弊。文獻(xiàn)[4]結(jié)合儲能在配電網(wǎng)系統(tǒng)中多重應(yīng)用場景，提出了“合作共贏”的新型商業(yè)模式。文獻(xiàn)[5]介紹了“免費(fèi)午餐”、虛擬電廠等儲能商業(yè)模式以及經(jīng)濟(jì)性評估方法。

隨著能源互聯(lián)網(wǎng)[6 - 8]和共享經(jīng)濟(jì)的興起，共享儲能已經(jīng)成為儲能在能源互聯(lián)網(wǎng)中應(yīng)用的重要研究方向。文獻(xiàn)[9 - 11]分別對比了共享儲能模式同單用戶配置儲能模式在盈利能力、降低系統(tǒng)運(yùn)行成本、降低儲能配置容量和安裝成本等方面的優(yōu)勢。文獻(xiàn)[12]分別建立了分布式儲能和云儲能提供商投資模型，分析了云儲能在互補(bǔ)性和規(guī)模經(jīng)濟(jì)方面的優(yōu)勢。此外，國內(nèi)學(xué)者對共享儲能降低售電公司儲能配置成本[13]和促進(jìn)可再生能源消納[14]展開了研究，擴(kuò)展了共享儲能的利益主體。已有儲能商業(yè)模式由于利益主體參與較少而導(dǎo)致儲能電站收益來源單一，而共享儲能由于其應(yīng)用靈活，可以整合區(qū)域內(nèi)儲能資源提供電力輔助服務(wù)，已經(jīng)成為儲能產(chǎn)業(yè)的重要研究方向，但目前國內(nèi)投資案例較少，國外研究集中于住宅區(qū)和用戶側(cè)，共享儲能參與主體仍不夠豐富。

針對上述問題，本文基于儲能多重應(yīng)用場景和不同利益方之間的需求關(guān)系，構(gòu)建了第三方投資共享儲能電站的商業(yè)模式，進(jìn)行不同商業(yè)模式下儲能電站方案的經(jīng)濟(jì)性評估，并采用改進(jìn)后的粒子群算法進(jìn)行儲能優(yōu)化配置，最后針對儲能電池類型和配置容量對儲能電站收益的影響進(jìn)行分析。

1 電化學(xué)儲能電站商業(yè)模式

1.1 儲能電站典型商業(yè)模式及問題

目前儲能電站典型商業(yè)模式主要包括合同能源管理模式和兩部制電價(jià)模式，如河南電網(wǎng)百兆瓦級電池儲能項(xiàng)目為合同能源管理模式[1]，大連全釩液流電站則采用兩部制電價(jià)政策[15]，本節(jié)對上述兩種商業(yè)模式進(jìn)行介紹。

1.1.1 合同能源管理模式

合同能源管理模式是指能源服務(wù)公司和電力公司簽訂能源管理合同，按照合同約定條款進(jìn)行獲益[4]，該商業(yè)模式下儲能電站應(yīng)用場景包含峰谷電價(jià)套利、調(diào)頻服務(wù)以及備用電源等服務(wù)，其中峰谷套利、備用電源收益由電網(wǎng)按合同提供給能源服務(wù)公司，同時(shí)儲能電站可以降低電網(wǎng)線路損耗，延緩設(shè)備投資，從而達(dá)到雙贏的效果。

1.1.2 兩部制電價(jià)模式

儲能電站可參考抽水蓄能實(shí)行兩部制電價(jià)定價(jià)機(jī)制，投資方負(fù)責(zé)儲能電站投資、建設(shè)和運(yùn)行維護(hù)，其中電量電價(jià)用于彌補(bǔ)電站充放電損耗，而容量電價(jià)用于補(bǔ)貼電站固定投資成本和準(zhǔn)許收益，電網(wǎng)可以根據(jù)系統(tǒng)調(diào)節(jié)需求對儲能電站進(jìn)行統(tǒng)一調(diào)度，滿足系統(tǒng)調(diào)峰、調(diào)頻需求[3]。

上述商業(yè)模式雖然在一定條件下可以保證儲能電站項(xiàng)目的收益，但由于儲能電站利益方主體參與較少，難以實(shí)現(xiàn)儲能多應(yīng)用場景套利。因此，本文提出了第三方投資共享儲能商業(yè)模式。

1.2 第三方投資共享儲能商業(yè)模式

本文結(jié)合儲能電站多重應(yīng)用場景，基于共享儲能理念梳理各利益方同儲能電站投資方之間的利益關(guān)系[16]，通過第三方投資共享儲能商業(yè)模式發(fā)揮其最大經(jīng)濟(jì)價(jià)值，該商業(yè)模式示意圖如圖1所示，儲能電站投資方的收益來源于多利益方主體。

如圖1所示，來源于用戶方的收益需要電網(wǎng)側(cè)代收，然后投資方與電網(wǎng)方按照比例進(jìn)行分?jǐn)?；基于共享儲能理念，儲能電站可以提高電網(wǎng)對新能源發(fā)電的消納能力，減少棄風(fēng)棄光電量，新能源方增加上網(wǎng)電量收益同投資方進(jìn)行共享；儲能電站調(diào)頻收益來源于調(diào)頻性能較差的常規(guī)機(jī)組方，發(fā)電煤耗收益來源于需要儲能將其出力提升到經(jīng)濟(jì)區(qū)間的常規(guī)機(jī)組。為保障儲能電站運(yùn)營交易的效率和公平，可參考青海共享儲能示范電站構(gòu)建基于區(qū)塊鏈技術(shù)的共享儲能交易平臺，其具有開放共識、交易透明等特點(diǎn)[17]，適用于共享儲能模式中多主體之間的交易。本文所提商業(yè)模式同青海共享儲能電站對比進(jìn)一步擴(kuò)大了儲能電站應(yīng)用場景，可共同為某一區(qū)域范圍內(nèi)的新能源電站、常規(guī)機(jī)組、電網(wǎng)以及各類型用戶提供服務(wù)，實(shí)現(xiàn)多主體利益方的共贏。

圖1 第三方投資共享儲能模式示意圖Fig.1 Diagram of third-party invested and shared energy storage model

2 共享儲能模式下儲能電站經(jīng)濟(jì)性分析

2.1 投資成本

儲能電站的投資成本包括初始投資成本、運(yùn)行維護(hù)成本和儲能電站殘值。初始投資成本包含儲能電池成本、儲能變流器(power conversion system, PCS)與電池管理系統(tǒng)(battery management system, BMS)成本、土建成本以及其他設(shè)施成本。主流電化學(xué)儲能技術(shù)參數(shù)見表1[18]，PCS、BMS成本分別取50萬元/MW和30萬元/MW；土建成本占儲能系統(tǒng)成本的比例取3%，液流電池取5%；其他設(shè)施成本比例取10%。運(yùn)行維護(hù)成本和儲能電站殘值相關(guān)參數(shù)取值參考文獻(xiàn)[18]。

表1 不同電化學(xué)儲能技術(shù)參數(shù)對比Tab.1 Comparison of technical parameters of different electrochemical energy storage

為計(jì)算儲能裝置全壽命周期的年均收益，需要對儲能電站初始投資成本和回收殘值進(jìn)行等年值折算，引入資本回收系數(shù)Ci(ir,Tlife)[11]。

(1)

式中：ir為貼現(xiàn)利率；Tlife為等效運(yùn)行年限。

2.2 共享儲能商業(yè)模式下效益分析

2.2.1 峰谷套利

儲能電站通過在負(fù)荷低谷時(shí)充電，此時(shí)電價(jià)較低；在負(fù)荷高峰時(shí)放電，此時(shí)電價(jià)較高，儲能電站通過削峰填谷產(chǎn)生的收益R1可以表示為：

R1=Nes·(eh-el)

(2)

式中：Nes為儲能系統(tǒng)年均發(fā)電量，需考慮儲能系統(tǒng)充放電效率和儲能電池每年容量損耗；eh和el分別為負(fù)荷高峰和低谷電價(jià)。

2.2.2 調(diào)頻輔助服務(wù)

我國各區(qū)域電網(wǎng)調(diào)頻輔助服務(wù)的補(bǔ)償方式很大程度上都參考了美國PJM輔助服務(wù)市場[19]。根據(jù) PJM市場規(guī)則，調(diào)頻服務(wù)收益包含容量收益和里程收益兩部分，儲能電站調(diào)頻服務(wù)年均收益R2為：

(3)

式中：N為儲能電站年運(yùn)行天數(shù)；Prt,t為一天內(nèi)儲能電站t交易周期內(nèi)的平均調(diào)頻容量；Ere為調(diào)頻容量出清電價(jià)；Erf為里程出清電價(jià)；ηreg為儲能電站的歷史調(diào)頻性能系數(shù)；π為儲能里程與容量比例；Nreg為日調(diào)頻交易周期數(shù)。

考慮到調(diào)頻市場的容量有限，當(dāng)電網(wǎng)中儲能容量增加時(shí)，其補(bǔ)償價(jià)格將會降低，因此計(jì)算收益時(shí)參考PJM市場根據(jù)快速調(diào)頻資源比例調(diào)整報(bào)價(jià)[19]。

(4)

式中：ηbf為調(diào)頻補(bǔ)償收益因子；PReg_pref為考慮調(diào)頻效果系數(shù)的調(diào)頻容量；pRegD為電網(wǎng)中快速調(diào)頻資源飽和點(diǎn)；PReg_req為調(diào)頻容量需求。

2.2.3 備用電源

儲能電站可作為省城保安電源和亞運(yùn)會保供電中心，保障杭州2022年亞運(yùn)會成功舉辦。采取儲能系統(tǒng)剩余電量期望值0.5Ees計(jì)算備用電源收益[20]，提高供電可靠性獲得收益R3為：

R3=0.5Ees·kCAIF·RIEA

(5)

式中：Ees為儲能額定容量，MWh；kCAIF為電網(wǎng)系統(tǒng)平均每年停電率，次/戶；RIEA為電網(wǎng)系統(tǒng)用戶停電損失衡量系數(shù)，元/kWh，可用杭州市單位電量的GDP產(chǎn)值衡量。

2.2.4 促進(jìn)可再生能源消納

儲能電站可以快速調(diào)節(jié)功率，允許更高比例的可再生能源并網(wǎng)，采用儲能系統(tǒng)剩余電量期望值計(jì)算減少新能源發(fā)電常規(guī)備用容量收益R4為[20]：

R4=0.5Eesη·es

(6)

式中：η為儲能充放電效率；es為新能源備用容量電價(jià)，根據(jù)增加光伏上網(wǎng)電量收益測算。

2.2.5 延緩設(shè)備投資

當(dāng)電網(wǎng)系統(tǒng)中某線路負(fù)荷超過其容量時(shí)，需要對電網(wǎng)進(jìn)行升級擴(kuò)建。儲能可以減少傳輸功率，延緩電網(wǎng)設(shè)備投資[20]；但儲能安裝容量過高時(shí)會削峰為谷，延緩設(shè)備投資的收益R5可用二次函數(shù)等效：

(7)

式中：kdelay為輸電設(shè)施擴(kuò)容成本，萬元/MW；Pes為儲能額定功率，MW；Pc為拉平負(fù)荷曲線所需的臨界功率；id為通貨膨脹率；Δn為延緩年限，計(jì)算公式參考文獻(xiàn)[21]。

2.2.6 降低發(fā)電煤耗

儲能電站可以讓火電機(jī)組運(yùn)行在經(jīng)濟(jì)出力區(qū)間，減小發(fā)電煤耗從而獲得經(jīng)濟(jì)效益。某電廠常規(guī)機(jī)組不同出力情況下指標(biāo)參數(shù)見文獻(xiàn)[22]，對發(fā)電機(jī)單位煤耗進(jìn)行非線性擬合，擬合優(yōu)度R2為0.978，得到單位煤耗y1與發(fā)電機(jī)出力比例x之間的關(guān)系式為：

y1=147.24×e(-x/0.313 94)+313.78

(8)

同理可以得到廠用電率y2與發(fā)電機(jī)出力比例x之間的關(guān)系式y(tǒng)2=152.46×e(-x/0.097 55)+5.90， 可參考文獻(xiàn)[23]計(jì)算單位電量降低常規(guī)機(jī)組煤耗Δdcoal， 因此減少常規(guī)機(jī)組發(fā)電煤耗收益R6為：

R6=Nes·Δdcoal·pcoal

(9)

式中pcoal為標(biāo)煤價(jià)格，取855 元/t[23]。

2.2.7 節(jié)能減排社會收益

儲能系統(tǒng)配置后可以代替常規(guī)燃煤機(jī)組提供電能，減少溫室氣體及污染物的排放，根據(jù)各項(xiàng)污染物的排放治理成本，儲能電站減排社會效益R7為：

R7=kpe·Nes

(10)

式中kpe為減少常規(guī)燃煤機(jī)組單位電量污染物的治理成本。

2.3 經(jīng)濟(jì)性評價(jià)方法

本文選取年均收益、動(dòng)態(tài)投資回收期和內(nèi)部收益率(internal rate of return, IRR)對儲能電站進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性評價(jià)[24]。

以第三方投資共享儲能商業(yè)模式為例，儲能電站項(xiàng)目年均收益為：

f=ks1·(R1+R3)+R2+ks2·R4+R5+R6+
R7-(Ci-Cr)·Ci(ir,Tlife)-Co

(11)

式中：f為儲能電站項(xiàng)目年均收益；R1～R7為儲能電站各應(yīng)用場景下的收益；ks1、ks2分別為投資方與電網(wǎng)方和新能源方的分?jǐn)偙壤籆i為投資成本；Co為運(yùn)行維護(hù)成本；Cr為儲能電站殘值。

此外，動(dòng)態(tài)投資回收期和內(nèi)部收益率計(jì)算過程見文獻(xiàn)[24]，兩者分別代表考慮資金時(shí)間價(jià)值時(shí)收回項(xiàng)目投資所需時(shí)間和項(xiàng)目投資的盈利率。

2.4 優(yōu)化算法

針對所提經(jīng)濟(jì)性評價(jià)模型，以儲能電站年均收益為優(yōu)化目標(biāo)，決策變量為儲能配置容量，采用改進(jìn)后的粒子群算法進(jìn)行求解，包括選取自適應(yīng)慣性權(quán)重和引入交叉操作，從而增強(qiáng)粒子的全局搜索能力，算法實(shí)現(xiàn)的具體流程參考文獻(xiàn)[25]。

3 儲能電站收益分析

3.1 算例基礎(chǔ)數(shù)據(jù)

浙江電網(wǎng)為典型的受端電網(wǎng)，高壓直流故障將會給浙江電網(wǎng)帶來很大的沖擊，并且隨著光伏、風(fēng)電等新能源裝機(jī)容量的快速增加，電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻需求也不斷增加，因此浙江電網(wǎng)對大規(guī)模儲能電站的需求日益增加。杭州市作為浙江電網(wǎng)區(qū)域經(jīng)濟(jì)和電網(wǎng)負(fù)荷中心，本文以杭州市為例研究不同商業(yè)模式下的電化學(xué)儲能電站配置方案的經(jīng)濟(jì)性。

杭州市2020年夏季最高負(fù)荷達(dá)到17 181 MW，截至2019年底，杭州市光伏累計(jì)裝機(jī)容量為1 217.41 MW。按照最高負(fù)荷為17 181 MW得到杭州市夏季典型日負(fù)荷曲線如圖2所示，以此作為儲能電站延緩設(shè)備收益測算參考。如圖2所示，杭州電網(wǎng)夏季典型日負(fù)荷曲線為“三峰三谷”模式，并且存在11:00—13:00之間的午間低谷，因此儲能電站持續(xù)時(shí)間設(shè)計(jì)為2 h。浙江省內(nèi)目前抽水蓄能電站裝機(jī)容量為4 580 MW，假設(shè)其裝機(jī)容量的30%可用于杭州地區(qū)調(diào)峰需求；杭州電網(wǎng)調(diào)頻容量需求取最大負(fù)荷的3%和新能源裝機(jī)容量的10%。

圖2 杭州市夏季典型負(fù)荷曲線Fig.2 Typical summer load curve in Hangzhou

為滿足杭州電網(wǎng)午間短時(shí)調(diào)峰需求，結(jié)合杭州電網(wǎng)負(fù)荷變化規(guī)律和分時(shí)電價(jià)曲線(以杭州市大工業(yè)35 kV分時(shí)電價(jià)為例)，儲能電站調(diào)峰模式下充放電策略為：每日4:00—6:00充電第一次、每日8:30—10:30放電第一次；每日11:00—13:00充電第二次、每日19:00—21:00放電第二次。為避免儲能電站各應(yīng)用場景指令沖突，儲能電站參與調(diào)頻時(shí)間取非調(diào)峰時(shí)段，每日平均調(diào)頻時(shí)長取12 h，備用電源服務(wù)通過留有一定比例死區(qū)備用容量滿足[26]，其余間接收益假設(shè)在政策支持下收益來源于對應(yīng)利益方主體，不考慮具體指令，電站運(yùn)行策略如圖3所示。

圖3 儲能電站多場景優(yōu)化運(yùn)行示意圖Fig.3 Illustration of multi-scenarios optimization operation of energy storage

假設(shè)儲能電站項(xiàng)目周期為15 a，按照循環(huán)壽命和年充放電次數(shù)可以得到電池更換方案，如磷酸鐵鋰電池容量每年衰減2.85%，衰減到80%時(shí)更換電池[27]。此外，儲能參與調(diào)頻服務(wù)時(shí)需要考慮電池更換成本增加，以磷酸鐵鋰電池為例，需要額外更換一次電池。根據(jù)文獻(xiàn)[18,20,21,23]和浙江電力現(xiàn)貨市場第三次結(jié)算試運(yùn)行出清結(jié)果，儲能電站經(jīng)濟(jì)性分析中部分參數(shù)取值如表2所示。

表2 儲能電站經(jīng)濟(jì)性分析參數(shù)Tab.2 Economic analysis parameters of energy storage

3.2 第三方投資共享儲能商業(yè)模式

第三方投資共享儲能商業(yè)模式中儲能電站投資方收益來源于多利益方，以投資方與新能源方分?jǐn)偙壤秊?:5、投資方與電網(wǎng)方比例為6:4為例，儲能電站年均收益隨安裝容量的變化關(guān)系如圖4所示。第三方投資共享商業(yè)模式下，當(dāng)儲能持續(xù)時(shí)間為2 h時(shí)，三元鋰電池和全釩液流電池經(jīng)濟(jì)性較差，鉛碳電池和磷酸鐵鋰電池儲能電站容量配置合理時(shí)具有一定的經(jīng)濟(jì)性。儲能電站收益隨儲能安裝容量先增加后減小，因?yàn)楫?dāng)儲能容量增加到一定比例時(shí)，調(diào)頻補(bǔ)償價(jià)格會下降，儲能參與調(diào)頻服務(wù)的優(yōu)勢降低，但隨著浙江省新能源裝機(jī)容量的增加和考慮浙江電網(wǎng)外來特高壓直流輸電比例較高的影響，杭州市對儲能的需求將會進(jìn)一步增加。

圖4 儲能收益隨安裝容量變化關(guān)系Fig.4 Relationship between energy storage income and capacity

以鉛碳電池為例，采用改進(jìn)后的粒子群算法得到儲能電站安裝容量為83.3 MW/166.6 MWh時(shí)經(jīng)濟(jì)效益最高，年均收益為2 821.9萬元。同理，當(dāng)使用磷酸鐵鋰電池時(shí)儲能電站最優(yōu)安裝容量為80.0 MW/160.0 MWh，年均收益為2 599.1萬元。

以鉛碳電池為例，改變投資方與電網(wǎng)方分?jǐn)偙壤齥s1、 投資方與新能源方比例ks2， 儲能電站年均收益如圖5所示。當(dāng)兩者分?jǐn)偙壤^0.3時(shí)即可實(shí)現(xiàn)正收益，當(dāng)兩者比例均超過0.5時(shí)(即等比例分?jǐn)?，第三方投資共享儲能商業(yè)模式年均收益超過合同能源管理模式，并且投資方與電網(wǎng)方分?jǐn)偙壤齥s1對儲能電站年均收益影響更大。

圖5 不同分?jǐn)偙壤聝δ茈娬灸昃找鍲ig.5 Average annual income of energy storage power stations under different allocation ratios

3.3 與其他商業(yè)模式對比

3.3.1 合同能源管理商業(yè)模式

由于國家鼓勵(lì)能源公司開展多領(lǐng)域節(jié)能服務(wù)，并且出臺了所得稅三免三減半優(yōu)惠政策。按照能源服務(wù)公司和電網(wǎng)公司收益分?jǐn)偙壤秊?:1[4]，不考慮稅率時(shí)合同能源管理模式儲能電站收益情況如表3所示。根據(jù)圖3和表3對比可知，在儲能電站配置容量和電池類型相同時(shí)，合同能源管理模式下儲能電站年均收益低于共享儲能商業(yè)模式。

表3 合同能源管理模式不同類型儲能收益Tab.3 Energy storage income of contract energy management mode with different battery types萬元

3.3.2 兩部制電價(jià)

儲能電站電量電價(jià)按照系統(tǒng)效率和煤電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)制定，容量電價(jià)按照固定成本以及準(zhǔn)許收益測算。準(zhǔn)許收益為長期國債利率4.27%加1%～3%的風(fēng)險(xiǎn)收益率，取內(nèi)部收益率等于準(zhǔn)許收益，當(dāng)投資方內(nèi)部收益率分別為6.27%和7.27%，增值稅率取值為13%，采用個(gè)別成本法[25]反測儲能電站容量電價(jià)如表4所示。

表4 不同類型儲能電站容量電價(jià)測算結(jié)果Tab.4 Calculation results of capacity price for energy storage power stations with different battery types元/(kW·a)

根據(jù)表4計(jì)算結(jié)果，鉛碳電池和磷酸鐵鋰電池容量電價(jià)接近，全釩液流電池容量電價(jià)最高。當(dāng)內(nèi)部收益率為8%時(shí)，我國抽水蓄能電站大體價(jià)格區(qū)間為500～800元/(kW·a)[28]，因此目前電化學(xué)儲能電站容量電價(jià)相對于抽水蓄能電站偏高，主要是由于電化學(xué)儲能相對抽水蓄能成本還存在一定差距。

3.3.3 不同商業(yè)模式下儲能電站經(jīng)濟(jì)性對比

以鉛碳電池和磷酸鐵鋰電池為例，儲能電站容量為100 MW/200 MWh，不同商業(yè)模式下的儲能電站收益對比情況如表5所示，假設(shè)兩部制電價(jià)商業(yè)模式下內(nèi)部收益率為7.27%。

表5 不同商業(yè)模式儲能電站經(jīng)濟(jì)性對比Tab.5 Economic comparison of energy storage power stations with different business models

根據(jù)表5可知，儲能電站采取合同能源管理模式由于收益來源單一，儲能電站投資回收期較長；采用兩部制電價(jià)風(fēng)險(xiǎn)低，儲能電站能夠滿足項(xiàng)目預(yù)期收益率，但容量電價(jià)相對目前抽水蓄能容量電價(jià)偏高；第三方投資共享儲能商業(yè)模式下，儲能電站的應(yīng)用場景增加，分?jǐn)偙壤侠頃r(shí)第三方投資共享儲能商業(yè)模式收益高于上述商業(yè)模式。此外，當(dāng)使用部分退役動(dòng)力電池組合方案時(shí)，可進(jìn)一步提升儲能電站經(jīng)濟(jì)性和解決我國退役動(dòng)力電池市場需求。

4 結(jié)論

本文基于儲能電站多種應(yīng)用場景和不同利益方之間的利益關(guān)系，提出了基于共享儲能理念的第三方投資共享儲能商業(yè)模式，主要結(jié)論如下。

1)分析了儲能電池類型和配置容量對儲能電站經(jīng)濟(jì)性的影響，鉛碳電池和磷酸鐵鋰電池初始投資成本較低，可以滿足基本收益率需求；當(dāng)儲能持續(xù)時(shí)間為2 h時(shí)，所分析算例中儲能收益隨儲能安裝容量先增加后減小。

2)對儲能電站不同商業(yè)模式的收益進(jìn)行對比，當(dāng)分?jǐn)偙壤侠頃r(shí)第三方投資共享儲能商業(yè)模式收益率高于合同能源管理商業(yè)模式和兩部制電價(jià)商業(yè)模式，可為杭州市儲能項(xiàng)目運(yùn)營提供依據(jù)，有利于促進(jìn)浙江省儲能行業(yè)的商業(yè)化進(jìn)程。

本文未詳細(xì)考慮儲能電站不同應(yīng)用場景下的協(xié)調(diào)優(yōu)化運(yùn)行過程，下一步將結(jié)合多目標(biāo)優(yōu)化運(yùn)行模型，進(jìn)一步完善儲能應(yīng)用場景協(xié)調(diào)分配及收益分析。