大工业用户侧电池储能系统的经济性

袁家海，李玥瑶

（华北电力大学 经济与管理学院，北京 102206）

经济发展突飞猛进，电网中现有的配变电设备容量已经无法满足日益增加的高峰负荷要求，从而对电力系统规模和设备提出了新要求[1]。若只依靠扩大投资规模增加装机容量，或者对输配电线路进行升级扩容，将耗费巨大，而且会提高用电费用[2]。然而用户侧配置储能系统是解决以上问题的有效途径之一。

目前，已有许多文献对用户侧储能经济性进行了研究。文献[3]分析了工业用户侧储能在峰谷套利收益模式下的电池选型及最优经济性的配置方案。文献[4]建立了包括发电侧、电网侧、用户侧和政府补贴的储能电站收益模型，但用户侧只考虑了峰谷套利带来的经济效益。文献[5]分析了负荷侧电池储能系统在延缓设备投资收益、直接收益、环境效益、政府补贴4个方面的经济价值，但成本方面只计算了储能系统的投资成本和运行维护成本。文献[6]建立了储能全寿命周期成本模型和用户侧收益模型并利用NPV、IRR等经济评价指标对浙江工商业用户进行了效益分析。文献[7]提出了适用于不同类型电池储能的全寿命周期模型，给出了用户侧电池储能选型和有效降低成本的建议。

现有的文献大都存在成本收益模型考虑不全面的问题，且都只考虑了全寿命周期成本，没有考虑其度电成本。本文以并网型负荷+储能系统的大工业用户为研究对象，计算电池储能系统的全寿命周期成本和度电成本，通过LCOE模型和IRR模型来比较国内部分省市下四种电池储能系统的经济性，旨在为大工业用户投资决策提供数据支撑。

一、建立成本收益模型

（一） 大工业用户储能系统成本分析

1.初始投资成本

初始投资成本由电池储能成本和其他成本组成。其中，电池储能成本包括电池本体成本、能量转换装置成本和必要的辅助设施成本；其他成本主要包括施工费、工程建设其他费等。因此，储能项目的初始投资成本C1可表示为：

式中：Cbat为电池本体成本；Cpcs为能量转换装置成本；Cbop为 辅助设施成本；Celse为其他成本。

电池本体成本Cbat可表示为：

式中：Ce为 电池本体的单位能量价格；Erat为电池储能的额定能量；ŋ为电池储能的转换效率；Prat为电池储能的额定功率；T为电池储能的额定放电时间。

能量转换装置成本Cpcs可表示为：

式中：Cp为 能量转换装置的单位功率价格。

辅助设施成本Cbop可表示为：

式中：Cb为辅助设施的单位能量价格。

其他成本Celse可表示为：

式中：Cq为其他成本的单位功率价格。

2.更换成本

由于电池储能中的电池本体寿命小于项目寿命，因此电池储能系统的更换成本来源于电池本体。在项目寿命周期内，电池储能每次的更换成本C2可表示为：

式中：α为电池储能安装成本的年均下(降比)例（文中设α=0）；n′为电池寿命；k为电池本体更换次数。，N为项目寿命周期。当为非整数时，k进1取整。

3.运营成本

电池储能的运营成本包括保险费用、修理费用和运维成本等，项目期内运营成本C3可表示为：

式中：Cyw为单位功率下的年运行维护成本；c为资产残值率；I和K分别是保险费率和综合维修费率。

（二） 大工业用户储能系统收益分析

1.减少变压器容量收益

采用专用变压器供电的大工业用户，通常根据自身最大负荷确定专用变压器容量，若建设储能系统，则可减少专用变压器的容量。

式中：V1为 减少变压器容量而节省的费用；Cby为 专用变压器单位容量造价；Sby为没有储能时的变压器规划容量；为 增加储能后的变压器规划容量；Pmax为不安装储能装置时用户最大计算负荷。

2.减少电费收益

（1）减少基本电费

大工业用户采用两部制电价。本文基本电费采用按变压器容量计费的方式，对于新投产用户来说，若安装储能系统，变压器规划容量可适当降低，也就相应减少了用户每月所交纳基本电费。

每年减少基本电费V2为：

式中：Qby为按变压器容量收取的基本电价。

（2）减少电量电费

峰谷分时电价应用于用户侧储能系统之后，用户侧利用储能装置在低谷时充电，在高峰时放电，从而实现峰谷价差套利，减少电量电费。

年价差收益V3为：

式中：Qd为放电电价；Qc为 充电电价；d为设备衰减率；Ecn为 第n年 的充电电量；Edn为 第n年的放电电量。

二、电池储能系统经济性评价指标

（一） LCOE模型

度电成本的计算对于在容量型场景应用的储能技术经济性评估具有重要指导意义[8]。为了使其更符合实际情况，本文除考虑储能技术的使用寿命外，还考虑了电化学储能技术的容量衰减问题。本文利用LCOE模型，通过计算大工业用户电池储能系统全寿命周期的总成本支出的折现值与其在寿命周期内能量产出的经济时间价值的比值，得到此储能项目的度电成本，其推导过程为：

LCOE是净现值（NPV）为零时的发电成本，此时该项目恰好能满足基准收益率。当净现值为零时，收入净现值等于支出净现值，如公式（14）所示：

公式（14）中，Revenuesn为项目每年收入；Costn为项目每年成本；r为贴现率。公式（15）中，NPV为项目净现值；PVn为项目每年净现金流折现值。当NPV=0时，项目全寿命周期的收入可用度电成本（LCOEn）和储能年放电量（Edn）的积表示，如公式（16）所示。若 LCOEn的年值为常数，可将公式（16）转化为公式（17）。此处需要注意的是，所有成本和储能放电量的折现都是从项目开始建设起算即从n=0开始，成本包括初始投资成本，但初始投资成本需进行年化，转化为每年的资本投资后再折现为现值。基于上述原始公式，可推导出适用于此储能项目的完整计算公式：

式中：CAPEXn为 初始投资成本的年值；OPEXn为 年度运营支出；TAXn为 年度税收；C为储能系统容量；H为年利用小时数（年放电小时数）。

（二） 经济评价指标

考虑资金时间价值，利用NPV、IRR两个经济评价指标对用户侧储能项目进行经济性评价。

1.NPV计算

式中：CI为现金流入量；CO为 现金流出量；i0为基准收益率。

若NPV≥0，则说明该方案能满足基准收益率要求的盈利水平且还能得到超额收益，故方案可行。

2.IRR计算

若IRR≥预期收益率，说明项目在经济效果上可行。

三、算例分析

（一） 基础数据

我国大工业用户在不同时间，电价是不一样的；甚至在不同的月份，电价也会有所差别。一般都要分为峰时电价、平时电价、谷时电价，在夏季还会出现尖峰电价，我国部分地区的大工业用户电网售电价格见表1。

表1 各省大工业用电销售电价表（电压等级选取的是1−10千伏）

（二） 参数设置

1.储能参数

以10 kV大工业用户建设一个装机容量为100 kW的储能系统为例，在北京城区采取低谷充电、高峰放电，额定充放电时长各为2 h。假设项目周期N为20 a，不考虑电池储能初始投资成本的下降，贴现率为8%，电池储能每天以额定功率完全充放电1次，每年运行365 d，电池寿命周期内衰减率为20%。本文研究的主要类型有铅碳电池、钠硫电池、磷酸铁锂电池（以下简称“铁锂电池”）和全钒液流电池（以下简称“液流电池”），其具体成本和技术性能参数如表2所示。

表2 四种用户侧电池储能的成本和技术性能参数

2.财务参数

本文利率按照中国人民银行公布的长期贷款利率4.9%计算，贷款年限为15年，折旧时间为20年，残值率为5%。此外，假设本文的初始投资安排是贷款占80%、自有资金占20%，基准收益率为8%。由于现阶段我国储能产业相关政策还存在明显的缺口和不足，还没有适用的补贴政策，因此本文借鉴光伏发电项目的税收政策，执行“三免三减半”政策，项目自取得第一笔生产经营收入所属年度起，企业应交纳的所得税税率前三年为0%，第四到六年为12.5%，之后为25%。另外设置增值税率为13%，城市维护建设税率为5%，教育附加费率为3%。具体变量参数见表3。

表3 关键变量与财务参数设置汇总表

（三） 结果分析

按照模型和参数设定，以10 kV大工业用户建设100 kW的储能系统为例，分别对四种电池储能系统进行计算，得出的度电成本、全投资净现值和全投资内部收益率如表4所示。

表4 10 KV大工业用户储能系统投资收益分析

通过四种典型电池储能的LCOE对比可以发现，电池储能的LCOE平均值约为0.78元/kWh，电化学储能项目的度电成本主要受初始投资成本因素的影响，不同电池的储能系统经济性偏差较大，最大偏差可达0.83元/kWh。电化学储能中经济性较好的为铅碳电池和铁锂电池，其度电成本分别可达0.49元/kWh和0.54元/kWh，但与抽水蓄能的度电成本0.1～0.2元/kWh相比仍然偏高。

从图1可知，除了液流电池的净现值小于0、内部收益率低于基准收益率（8%）以外，其余的3种电池储能均具有一定的经济性。铅碳电池和铁锂电池的净现值与内部收益率较高，与钠硫电池和液流电池相比具有较好的经济性，收益展望比较乐观。这是由于铅碳电池和铁锂电池的初始投资成本以及运维成本相比于其他两种电池较低导致的，其中，运维成本中的保险费用和综合维修费用是由初始投资成本决定的，而初始投资成本中，占比最高的是电池本体成本，基本占比在40%以上。因此，电池本体成本的高低对大工业用户侧储能系统的经济性而言具有重要作用。

图1 四种电池储能系统的全投资IRR与全投资NPV

（四） 国内其他地区大工业用户储能经济性

将模型应用于国内其他地区进行测算，可得出四种储能电池在不同省份的内部收益率，结果如图2所示。为了选取的省份具有代表性，文中既选了上海、深圳和江苏这种峰谷价差较高的省份，也选了青海、河北和宁夏这种峰谷价差较低的省份。通过对比各省的内部收益率和峰谷价差可知，峰谷价差总体趋势和内部收益率是一样的，因此峰谷价差对大工业用户侧储能项目的经济性有很大影响。由前文可知，在当前储能系统成本和减少变压器容量收益一定的情况下，各地区经济性差异在于不同的基本电价和峰谷价差。基本电价和峰谷价差高的省份，其项目收益就高，内部收益率也就随之偏高。

图2 四种储能电池在部分省市的IRR和峰谷价差

另外，可以发现在大工业用户侧使用铅碳电池和铁锂电池作为储能系统已经具备明显的经济竞争优势。除了青海、冀北和宁夏以外，其余省市大工业用户配备钠硫电池储能系统的IRR也有着较好的经济效益。最后，液流电池由于其成本过高，除了上海和江苏达到了基准收益率（8%）以外，对于峰谷价差较低的省份来说均无法达到基准收益率，不具备较好的经济性。综上所述，四种储能电池在大工业用户侧的经济性排序为铅碳电池>铁锂电池>钠硫电池>液流电池。

四、敏感性分析

（一） 放电时间的影响

由本文成本收益模型可知，放电时间既与电池本体成本相关，又与储能系统的放电量相关。因此，放电时间对储能项目的LCOE和IRR具有复杂且重要的影响。按照前文设定的参数，放电时间选取1 h，2 h，3 h，4 h，5 h这5种情况，结果如图3所示。通过对放电时间进行敏感性分析可知，四种储能电池的变动曲线走向十分相似，随着放电时间的增长，不管是LCOE还是IRR都会呈现下降的趋势且变动的逐渐缓慢。其中，液流电池的LCOE降低幅度最大，铁锂电池的LCOE降低幅度最小，放电时长每延长1 h，这两种电池的LCOE分别可以便宜0.02～0.20元/kWh和0.01～0.11元/kWh，四种电池的IRR均降低明显。

（二） 能量转换效率的影响

能量转换效率是指一个能量转换设备所输出可利用的能量相对其输入能量的比值。能量转换效率的高低影响着储能项目的减少电量电费收益，也影响着电池本体成本。本文在其余参数不变的情况下，敏感性分析中能量转换效率设定了70%，75%，80%，85%，90%，95%这6个值。结果如图4可知，能量转换效率对用户侧储能项目的LCOE和IRR皆有着重要的影响。从不同能量转换效率的LCOE以及IRR的变动趋势来看，四种储能电池均随着能量转换效率的提升呈现LCOE下降和IRR上升。其中，液流电池的LCOE下降趋势最明显，能量转换效率从70%上升到95%的过程中，钠硫电池和铁锂电池的收益水平差距基本保持不变。

图4 不同能量转换效率的LCOE和全投资IRR变动图

（三） 峰谷价差的影响

我国的峰谷电价比多为2～4倍左右，国外的峰谷电价比一般为5～8倍左右，在紧急情况下可达到9～10倍。在其余参数不变的情况下，以北京城区的谷价为基准，分别设置峰谷电价比为2倍、4倍、6倍、8倍和10倍进行敏感性分析。结果如图5所示，峰谷价差对电池储能的LCOE无影响，但对电池储能的收益水平影响巨大。随着峰谷电价比的倍数增大，四种电池储能的经济性具有明显的提升且收益水平差距明显拉大。

图5 不同峰谷价差的LCOE和全投资IRR变动图

五、讨论

通过以上敏感性分析可以得出，放电时间、能量转换效率和峰谷价差对项目的LCOE和IRR均有一定的影响，但无论这3个因素如何变化，铅碳电池和铁锂电池均具有良好的收益性，钠硫电池和液流电池的收益性均相对较弱。

随着世界各国纷纷制定碳中和目标，我国也提出努力争取在2060年前实现碳中和。这意味着在未来的市场环境中，储能会被大量需要，因为电力系统消纳能力有限，发展新能源需要储能进行调节和优化。在2021年电价新一轮调整之后，有些省份峰谷价差进一步缩小的情况下，用户侧储能在未来又该如何定位？如何发展？为推进用户侧储能的快速发展，本文从以下几个层面来进行讨论。

（一） 国家政策层面

国家和各地方已经出台了许多储能的相关措施，但这些文件大部分都只是从宏观层面鼓励储能发展，并没有出台一个非常明确的指导性意见。首先，需尽快确定储能的身份问题，储能到底应核定为发电、用电还是输电环节？没有确定身份就会产生核准、备案、计量和结算难的问题。其次，储能的规划研究稍显滞后，在新能源规划时应多加考虑纳入配套储能的可行性。

（二） 储能市场层面

储能系统从生产设计、安装投运、验收试用到后期运维再到废后处理等环节都还没有完善的行业标准，部分用户为了减少初始投资成本而使用低性能的储能设备，影响了储能行业的健康发展。在未来，一方面，需建立完善的行业标准，让用户能够配置到最合适、经济性最好的储能产品；另一方面，建立能够充分反应储能价值的市场化机制，还原储能在市场中的商品属性。

（三） 电价机制层面

大工业用户侧储能收益中峰谷套利占绝大部分，现阶段还难以摆脱峰谷价差依赖。因此，动态调整峰谷时段，扩大峰谷价差变得尤为重要。在未来，应加快完成峰谷价差动态调整机制的建立并积极探索储能容量电费机制，向电力现货市场方向发展。利用峰谷价差、辅助服务补偿等市场化机制，促进用户侧储能的发展。

（四） 储能成本收益层面

大工业用户侧储能虽然在理论上经济性较好，但在实际运行中能量转换效率、寿命等重要参数可能难以达到可研的测算条件，内部收益率将会低于预期测算。另外，随着未来电价机制的完善，用户侧储能收益将不再只依据静态的峰谷价差，还会与市场需求联系密切。因此，大工业用户侧储能的发展不仅要有削峰填谷套利，还要积极投身于电力系统中寻找新的盈利模式。

六、结论

本文提出了适用于大工业用户侧电池储能的成本收益模型，计算了不同省市下四种电池储能系统的度电成本和内部收益率，比较了四种电池储能系统的经济性。主要结论如下：

电池储能在实行两部制计价的大工业用户中具有多重收益使得在项目寿命周期内可产生明显的经济效益。但四种电池的度电成本，距离规模应用的目标成本0.3～0.4元/kWh还有一定的差距。内部收益率由高到低依次是：铅碳电池>铁锂电池>钠硫电池>液流电池。