用戶側(cè)電池儲能系統(tǒng)的成本效益及投資風(fēng)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(fēng)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(jìn)入商業(yè)化運行的電池儲能領(lǐng)域[1]。
當(dāng)前， 已有相關(guān)文獻(xiàn)對用戶側(cè)儲能的經(jīng)濟性進(jìn)行了研究[2-13]。文獻(xiàn)[2]通過分析與計算， 確定了儲能產(chǎn)品的目標(biāo)成本， 分析了降低成本的主要途徑。文獻(xiàn)[3-7]在成本方面只考慮了投資成本和年運行維護(hù)費用， 沒有考慮置換成本、 廢棄處置成本。文獻(xiàn)[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(jìn)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(xiàn)[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(xiàn)[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(xiàn)[6]建立了評價儲能系統(tǒng)投資經(jīng)濟性的數(shù)學(xué)模型， 但只從削峰填谷方面分析了儲能系統(tǒng)的效益。文獻(xiàn)[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(jìn)行了成本/效益分析。文獻(xiàn)[10]分析負(fù)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(hù)成本。文獻(xiàn)[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(xiàn)[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(jìn)行分析。文獻(xiàn)[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(jìn)行定量計算。
由以上分析可知， 當(dāng)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(jìn)行細(xì)分， 沒有定量分析其投資風(fēng)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(jìn)行計算， 并采用Crystal Ball 軟件對投資風(fēng)險進(jìn)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(hù)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(hù)費用
儲能系統(tǒng)的年運行維護(hù)成本包括儲能系統(tǒng)運行成本和維護(hù)成本， 主要是電池日常、 定期的人工維護(hù)， 如電池及其管理系統(tǒng)故障預(yù)防及消除、電池定期人工巡檢等。年運行維護(hù)成本可根據(jù)式（2）計算[14]：
式中：C2 為儲能系統(tǒng)運行維護(hù)成本；k om 為單位容量年運行維護(hù)成本系數(shù)。
（3）置換費用
當(dāng)電池儲能壽命周期小于實際項目周期時，需對其進(jìn)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(fù)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(jìn)一步提升，目前鉛炭電池可實現(xiàn)100%回收， 設(shè)備殘值可達(dá)到初始投資的20%。廢鋰電池的處理， 首先要對其進(jìn)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(jìn)行堿浸出、 酸浸出， 多種程序之后再進(jìn)行萃取。鋰電池的回收技術(shù)復(fù)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(fù)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(fù)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(dāng)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(xiàn)[15]可推導(dǎo)， 在負(fù)荷功率因數(shù)和負(fù)荷點電壓不變的情況下， 2 條負(fù)荷曲線所引起的有功損耗之差為：
式中：ΔW 為2 條負(fù)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(fù)荷功率因數(shù)；U 為負(fù)荷母線電壓；f1（t）為無儲能系統(tǒng)時， 用戶負(fù)荷曲線在t 時刻負(fù)荷值；f2（t）為建設(shè)儲能系統(tǒng)后， 用戶負(fù)荷曲線在t時刻負(fù)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(fù)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(xué)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(fù)荷重要程度、 行業(yè)類別、 停電時間、 停電時長、 失負(fù)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(jìn)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(fù)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(fēng)險評估
2.1 經(jīng)濟評價指標(biāo)
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(biāo)對用戶側(cè)儲能項目進(jìn)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(zhǔn)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(zhǔn)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(yù)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(fēng)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(jìn)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(fēng)險， 在投資決策時需定量評估這些風(fēng)險。
儲能項目經(jīng)濟指標(biāo)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(fēng)險因素， 采用Crystal Ball 軟件進(jìn)行投資收益及投資風(fēng)險分析。
圖1 儲能項目經(jīng)濟指標(biāo)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。可見， 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(jìn)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(dāng)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(dāng)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(dāng)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(dāng)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(fēng)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(fēng)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(jìn)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(jìn)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(biāo)對浙江大工業(yè)用戶、 一般工商業(yè)用戶儲能案例進(jìn)行了效益分析。在當(dāng)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(dá)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(jìn)行敏感度分析、 投資風(fēng)險計算， 為浙江開展用戶側(cè)儲能項目提供指導(dǎo)。
參考文獻(xiàn)：（略）
DOI： 10.19585/j.zjdl.201905007
開放科學(xué)（資源服務(wù)）標(biāo)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。
