不同商业运营模式下储能技术经济效益分析研究

杨建林 黄一超 费 斐 郭明星 庞爱莉

（国网上海市电力公司经济技术研究院，上海 200120）

根据投资主体的不同，当前储能技术的商业运营模式主要可分为四类，分别为发电侧投资运营模式、电网侧投资运营模式、用户侧投资运营模式和第三方投资运营模式。不论是电网公司、发电企业、电力用户还是独立投资机构，在考虑是否装配储能电站时，一定都会考虑储能电站所带来的经济效益。因此非常有必要研究不同投资主体投资储能电站所带来的经济效益。

储能系统的应用场景不同，其使用目的及所带来的各方面经济收益也有很大不同。因此，不同应用场景将对应不同的储能技术经济效益评估模型[1-3]。同时，不同投资主体对储能投资时一般希望可以同时实现多种功能[4]。例如，电网侧投资模式希望将储能电站安装在负荷附近以实现最大程度的削峰，同时可延缓输配电设备的升级改造；发电侧投资模式希望储能投入后提高现有机组最大利用小时数，延缓新建发电机组并减少温室气体排放[5]。因此，非常有必要进行各个场景下的储能经济效益评估方法研究，计算不同投资主体的所有收益，为衡量储能价值、确定储能应用结算机制和利益分成机制提供参考[6]。

基于上述背景，本文研究了不同商业运营模型下的储能技术经济效益计算分析模型，详细分析了各种商业运营模式下各种经济收益的组成结构和计算方法，通过算例的计算结果给出储能技术最优商业运营模式的投资建议。

1 不同商业运营模式经济效益模型

本节基于储能技术各种应用场景分析，进行不同商业运营模式的储能技术的经济效益分析建模。

1.1 电网侧投资运营模式经济效益模型

电网侧投资模式是指由电网公司全资投资储能装置，所获收益全部归电网公司所有的商业运营模式。该模式是电网公司从电网自身需要出发，为解决特定问题而进行的储能设施安装。由电网投资的储能项目一般容量较大、投资较多，且隐形经济效益大于显形经济效益。

储能系统应用于电网中，具有延缓电网建设、降低网络损耗、减少系统停电损失电量等作用，进而带来相应的收益[7]。相关经济收益模型如下。

1）延缓电网建设

通过安装储能减少电网扩建改造方面的经济效益1E可以表示为

式中， Cinvest为用户配电系统的单位造价（万元/MW）； Pmax为蓄电池组额定功率（MW）；η为储能装置的储能效率；一般要求储能安装节点的储能容量小于该节点的最大负荷。

2）降低线路损耗

在减少线路网损方面的年收益 E2为

式中，2E定义为减少线路损耗指标，n为储能装置每年的总循环充放电次数，T为储能装置的单次充放电平均持续时间；hM 和lM分别为放电时的峰值电价和充电时的低谷电价。HPΔ、LPΔ分别为高峰负荷时减少的线路有功功率和低谷负荷时增加的线路有功功率。

3）减少系统停电损失电量

通过缺电损失评价率来对储能装置减少地区停电损失的效益3E进行评估，显然可以间接反映储能装置节省的电网可靠性成本，即

式中，RCEE 为储能装置的剩余电量期望值（MWh），当发生停电时，储能装置的剩余电量可以减少用户相应数量的电量不足期望值，为系统平均每年停电率；IEAR 为用户停电损失评价率（万元/MWh）。

4）经济效益综合评估模型

电网侧运营模式下的经济效益综合评估模型如下式所示：

式中，netE 为电网投资下的净收益；1E为缓解电网投资建设节约费用；2E为降低网损节约费用；3E为减少用户停电损失电量费用；1C为储能电站的投资成本，具体包括站址建设成本和设备投资成本，均已折算至每年现值。2C为储能装置的年运行维护费用，主要由储能装置的安装规模。

需要说明的是，本评估模型未考虑储能装置快速参与调频所带来的经济效益，主要原因是目前我国尚未对储能参与调频给出独立的补偿价格，因其调频速度快而产生的经济效益很难量化，故目前无法界定其成本。

1.2 用户侧投资运营模式经济效益模型

用户侧投资模式是指由用户全资投资储能装置，所获收益全部归用户所有的商业运营模式。

储能系统应用于用户侧，可减少用户的电量电费和容量电费，减少因停电造成的用户停电损失，减少用户备用电源投资，从而带来经济收益[8]。

1）高发低储减少电量电费和容量电费

在负荷低谷且电价较低时对储能装置充电，在负荷高峰且电价较高时放电，利用峰谷电价差，可以减少其购电费用中的电量电费。年收益3E可以表示为

由专用配变供电的大中型电力用户，每月需按照其申请用电的最大需量交纳基本电费。用户安装储能系统后，可减少用户的峰值负荷数值，进而减少了每月的容量电费数值。相应的年收益5E可以表示为

式中，cP为储能装置的容量；1L为用户增容所需交纳的单位容量电价。

2）减少用户停电损失和备用电源投资

用户停电可能造成其生产中断甚至产品报废，影响其经济收益。储能系统可在极短的时间内实现市电到储能系统的切换，防止市电供电中断造成的用户停电、减少缺电损失。由此产生的年收益6E可表示为

式中，sλ为储能装置投入前的用户停电率；sλ′为储能装置投入后用户的停电率。cutE 为每次供电中断给用户造成的经济损失期望值。

减少的备用电源投资7E计算如下：

式中，7E为备用电源投资；cP为储能容量；2L为单位备用电源容量的投资成本。

3）经济效益综合评估模型

根据上节对电网侧投资模式的收益分析，可得该运营模式下的经济效益综合评估模型为

式中，userE 为用户投资下的净收益；4E为利用峰谷电价高发低储所得收益；5E为减少增容容量电价节约费用；6E为减少用户停电损失电量费用；7E为减少减少用户备用电源配置所需费用；1C、2C定义同上一节。

1.3 发电侧投资模式及其经济效益分析

发电侧投资模式是指由发电公司（含新能源发电）全资投资储能装置，所获收益全部归发电公司（含新能源发电）所有的商业运营模式。

储能系统应用于发电中，可以作为旋转备用提高火电厂发电能力、平滑新能源出力并提升电能质量[9-11]、以及备用电源减少新能源所需备用等，从而带来相应的收益。

1）作为旋转备用提高火电厂发电能力

为应对因突发故障等因素造成的发电容量不足，每个发电厂都保留一定的旋转备用容量，使得火电机组无法在最大负荷点处运行。由于需要一定的旋转备用，要求在负荷低谷时段降低火电机组出力，导致机组无法最优效率运行，而在高峰时段，需要开启燃油机组、燃气机组等发电成本较高的电源。

通过作为旋转备用带来的经济效益可用下式表示：

式中，8E为经济效益数值；CP为储能容量，也为减少的旋转备用电源容量，GL为单位容量的上网电价，T为每年发电厂的发电时间。

2）平滑新能源出力并提升电能质量

以风电场为例，风电场配置储能收益主要来自于三部分[12-13]。

（1）削峰填谷收益。储能应用于风电削峰填谷的收益计算式为

式中，9E为年经济收益；P为风电上网电价；η为储能系统的运行效率；Q为总充放电量。

（2）跟踪计划出力收益。储能应用于跟踪计划出力的收益的计算公式如下：

式中， E10为年经济收益；P为风电上网标杆电价；C为风电场装机容量数值；T1、T0为安装储能装置前后风电场年的年最大负荷利用小时数。

（3）减少电能质量治理装置的安装收益。可利用储能装置出力的快速响应来改善电能质量，减少电能质量治理装置的投资，年收益 E8可用下式计算：

式中，k为储能可替代电能质量补偿装置的种类（k=1,2, …, K）； CQk为解决第 k类电能质量问题所需安装补偿装置的投资费用。

3）作为备用电源减少新能源所需备用

由于新能源发电的随机性会给电网的运行带来一定风险，因此需在电网中配备一定的备用容量来应对新能源发电出力的波动。储能装置的出力具有调节速度快的优点，因此可替代常规电源作为新能源发电的备用容量。为计算方便，将储能装置理想化为均匀充放电，储能装置可用于调节系统功率（可发出功率或吸收功率）的电量期望值为 0.5PmaxT。储能装置取代传统电源作为备用容量的经济收益E4可表示为

式中，12E 为减少新能源发电所需的常规备用容量指标；5M 为常规备用容量的单位容量价格。

4）经济效益综合评估模型

根据上节对电网侧投资模式的收益分析，可得该运营模式下的经济效益综合评估模型如下式所示：

式中，genE 为发电投资下的净收益；8E为减少发电厂常规旋转备用所得收益；9E为为新能源削峰填谷所得收益费用；10E 为新能源跟踪指定出力曲线收益费用；减少用户停电损失电量费用；11E 为减少电能质量治理装置安装所节约费用；12E 为减少新能源接入所需传统备用电源收益；1C、2C定义同上一节。

需要说明的是，由于传统发电厂和新能源电厂所建位置一般不同，因此对于传统发电厂单独以 E8作为目标，且储能可以通过飞轮储能等形式。

对于新能源电厂以 E9+ E10+ E11+ E12作为目标。

1.4 第三方投资模式及其经济效益分析

第三方投资模式是指由第三方机构全资投资储能装置，所获收益全部归第三方机构所有的商业运营模式。

前文所述的三种投资模式均从投资主体自身利益出发，为解决其自身问题而进行的储能设施投资。然而，这三种投资模式的收益来源单一，未考虑电网、发电、用户三方的利益共享。第三方投资者建设储能装置的收益可同时来源于电网、发电和用户，其所储存的电能可供多方同时使用并共同收益。第三方运营商可根据“谁受益，谁付费”的原则对电网、发电和用户收取响应服务费用。

第三方投资的经济效益评估模型可由下式表示：

式中，thirdE 为第三方投资下的净收益；netE 为电网侧储能受益方所需支付费用；userE 为用户侧储能受益方所需支付费用；genE 为发电侧储能受益方所需支付费用；1C、2C定义同上一节。

由式（16）可以看出，第三方投资模式下的经济收益关键是计算安装储能装置后为电网、发电和用户节约的费用，需要在投资前做好各方面的协调工作，并签署相关协议，以保障其经济收益。

2 算例分析

下面取某地区某三班制企业的负荷数据对安装钠硫电池储能系统的规划模型为例进行分析。图1为其典型工作日负荷曲线。假定储能系统的额定功率和最大容量分别为

图1 某企业的典型工作日负荷曲线

首先，计算用户侧投资模式下的储能技术经济收益。根据前文计算方法，求得用户侧投资所得各部分经济收益的结果，见表1。

表1 各部分收益和成本

通过上表数据可以看出，用户侧投资储能系统的年净收益仅为128万元，相对于3560万元的固定投资成本，其平均年投资回报率偏低，仅为3.59%。这是只考虑了用户作为投资者方面的收益，用户投资建设储能装置的经济性偏低。

若储能装置由第三方公司投资，同时给用户和供电公司提供服务，则第三方投资模式下的经济收益同时来自与用户和供电公司。

上述三种投资模式的年收益和投资回报率的对比情况如图2所示。

图2 不同投资模式年收益和投资回报率对比图

从该算例的图形对比结果可以看出，第三方投资的收益率最高，用户侧投资收益率其次，电网侧投资的收益率最低。关键是第三方投资能够协调电网、用户受益方之间的利益关系，统筹考虑储能装置的容量，因此使得投资收益最大化。

本案例仅考虑了第三方投资储能在电网侧和用户侧的应用场景和经济效益。类似的，若计及储能装置在发电侧的应用收益，则可进一步提升投资回报率数值。

近年来，能源互联网的建设如火如荼，能源互联网可实现多个投资主体间的能源信息互联共享。同时，其大数据分析能力可为各投资主体提供更加精细的经济收益数值，可为储能的投资优化和决策分析提供更为完善的技术支持[14-15]。如何借助能源互联网实现不同投资模式下储能的经济效益分析是下一步需要重点研究的方向。

3 结论

本文研究了四种商业运营模式下的储能技术经济效益计算方法，分别建立了电网侧投资、用户侧投资、发电侧投资和第三方投资的经济效益计算模型，并对每种商业运营模式的经济收益组成结构进行了详细分析，通过算例给出了各种商业运营模式下的计算分析结果。通过对比可以看出，第三方投资的商业运营模式由于综合计及了电网侧、发电侧和用户侧的投资收益，因此具有较好的投资回报率，是现阶段最优的商业运营模式。

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