基于合同能源管理的电气化铁路储能经济性分析

邬明亮

（国网浙江省电力有限公司建设分公司，浙江 杭州 310000）

0 引言

储能技术是应对日益严重的环境破坏和资源匮乏问题、实现能源转型与可持续发展的关键技术。我国的储能产业逐步从技术验证迈向了商业化发展，“大力发展储能产业”被认为是推动能源高质量发展的重要举措，将在“十四五”期间重点开展工作。

根据中国化学与物理电源行业协会的统计结果，电化学储能是我国仅次于抽水蓄能，新增装机量第二大的储能形式。在电化学储能中，最为主要的应用场景是用户侧储能，根据统计数据［1］，2019年我国新增电化学储能1 592.3 MW，其中用户侧储能新增812 MW，占比为51%。用户侧储能具有明确的盈利形式，即在谷电时段充电、峰电时段放电，利用峰、谷电价的差值盈利，降低用户的电量电费。用户侧储能一般用于工商业用户或工业园区，即便受到多轮降电价的影响，一般工商业电价和大工业用电电价仍能够保证储能系统有足够的电价差盈利。同时随着储能系统规模增大、成本降低，用户侧储能逐渐具备可商业化运行的经济性。

电气化铁路储能是一种新型的用户侧储能形式。根据国务院发布的《新时代的中国能源发展》白皮书，将储能与能源各环节各场景的融合应用、推广交通运输行业节能低碳技术是推动能源高质量发展的重大举措，电气化铁路储能正是一种契合该发展主题的新型储能应用形式［2］。电气化铁路是一种大工业用电，其电价水平较高，且电气化铁路储能的能量转移过程不存在边际成本［3-4］，充电和放电间的电价差值较大，可保证足够的盈利空间。此外，电气化铁路储能还具有不用考虑上网电价、土地租用成本、税费等优势。

“大力推行合同能源管理”是推进能源革命的重要工作，将电气化铁路储能与合同能源管理有机结合具有战略意义。本文研究了在节能效益分享型合同能源管理模式下电气化铁路锂电池储能系统的经济性，分析了合同能源管理参数对各利益方收益的影响，研究得出的结论可用于电气化铁路储能落地实施的投资决策。

1 合同能源管理

合同能源管理（Energy Performance Contracting，简称EPC）是自20世纪70年代发展起来的一种新型节能投资方式，其实质是以减少的能源费用来支付节能项目的成本［5］。

节能服务公司（Energy Service Company，简称ESCo）和用能单位是EPC中的两大主体［6］。ESCo负责节能项目中用能诊断、设计、设备材料采购、施工（改造）等实施环节，承担了全部或大部分的初始投资；用能单位在零投资或者小部分投资的情况下，可获得节能带来的效益。在合同能源管理的合同期内，ESCo和用能单位分享节能带来的收益，其中ESCo获得大部分收益；在合同期满后，ESCo向用能单位无偿转让节能设备，而后用能单位可获得全部节能收益，直至节能设备达到使用寿命。合同能源管理中ESCo和用能单位的现金流示意图如图1所示，其中n表示合同能源管理的合同期，N表示节能设备的寿命期。

图1 合同能源管理现金流示意图

合同能源管理的具体合同形式包括节能效益分享型、节能量保证型和能源托管型3种。在节能效益分享型合同能源管理中，ESCo和用能单位按照约定的比例共同承担节能项目的投资，在合同期内按照约定的比例分享节能效益。节能效益分享型合同能源管理具有节能效益易确认、可享受税收优惠等优点，相比其他两种合同形式优势明显，是我国政府大力支持的模式［7-8］。本文将节能效益分享型作为合同能源管理的形式进行后续分析讨论。

2 合同能源管理经济性模型

2.1 储能系统工作原理

电气化铁路牵引供电系统（Traction Power Supply System，简称TPSS）是一种两相不平衡、波动频繁的负荷［9］。储能系统连接在TPSS的两条供电臂之间，如图2所示。

图2 电气化铁路储能系统

电力机车与TPSS之间的能量流动是双向的，既有牵引状态消耗电能，也有再生制动状态回馈电能。储能系统在电力机车进行再生制动时吸收回馈的电能，在牵引状态下释放电能。考虑到TPSS执行大工业用电分时电价，为实现最大化降低电度电费的目的，将充电时段限制为谷电时段，放电时段限制为峰电时段。电力机车的再生制动电能本身不具备利用价值，还可能因污染电能质量造成罚款［10］，而经储能系统将这部分电能回收利用的效益较为凸显，且充电成本为零。

2.2 储能系统的初始投资成本

储能系统的初始投资成本包括储能本体成本（锂电池、BMS等）、功率变换成本（PCS、变压器、EMS等）和其他成本［11］，其中储能本体成本和其他成本与储能系统的容量成正比，功率变换成本与储能系统的功率成正比。在合同能源管理下，ESCo和TPSS按比例承担初始投资，设该比例为λi，ESCo的初始投资成本CE_i及TPSS的初始投资成本CT_i如式（1）所示。

式中：Qes和Pes分别为储能系统的额定容量和额定功率；kq_i为单位容量投资成本；kp_i为单位功率投资成本。

2.3 储能系统的衰减

在锂电池组的充放电过程中，其容量呈现不断衰减的状态。本文假设锂电池组的容量随着累计循环次数线性衰减，以90%放电深度进行充放电时，其寿命为5 000次；当寿命终止时，其容量保持率为70%［12］。

考虑到电气化铁路具有日周期性，本文假设电气化铁路的日牵引负荷曲线是固定的，而在锂电池组容量衰减的过程中，储能系统能够转移的电量随之减少。以年为单位，定义t表示时间，Ey（t）表示储能系统一年内累计转移的电量。

2.4 储能系统的运维成本

储能系统的运维成本是在寿命期内为保障储能系统正常运行所需支出的必要费用，按年计算的运维成本与储能系统的功率及释放的电量有关［13］。在合同能源管理下，合同期内的运维成本由ESCo承担，合同期满后的运维成本由TPSS承担。全寿命周期内ESCo的运维成本CE_om及TPSS的运维成本CT_om分别如式（2）、式（3）所示。

式中：kp_om为单位功率运维成本；ke_om为单位电量运维成本。

2.5 储能系统的收益

电气化铁路储能系统的收益即电费收益，是储能系统在高峰时段释放的能量由牵引负荷消耗抵消原本需要开支的部分电费而带来的收益。在合同能源管理下，合同期内ESCo和TPSS按比例分享收益，设该比例为λs；合同期满后TPSS获得全部收益。全寿命周期内ESCo的收益BE_e及TPSS的收益BT_e分别如式（4）、式（5）所示。

式中：ΔPe为高峰电价。

2.6 合同能源管理的总收益

利用上文的经济性模型，可以对储能系统在寿命期内收益情况进行逐年计算。但考虑到资金的时间价值，每年的收益值并不能准确地反映储能系统的经济性。本文采用净现值法（Net Present Value，简称NPV）对储能系统的经济性进行评价［14］，即把各年的收益值均折算至与初始投资同一时期。ESCo和TPSS的收益净现值BE、BT如式（6）所示。

式中：rd为基准折现率，电力行业一般取8%［15］。

3 算例分析

3.1 基本假设

为研究电气化铁路储能系统的经济性，本文以某牵引变电站的实测数据为例进行分析，该牵引变电站的日负荷曲线、负荷大小及电量分别如图3、表1所示。

图3 牵引变电站日负荷曲线

表1 牵引负荷及电量

显然，TPSS的牵引功率大于制动功率，牵引用电量远大于制动回馈电量。通过合理配置，储能系统吸收的再生制动电能能够由牵引负荷在牵引状态下完全消耗，电能转移的利用效率高。

对电气化铁路储能系统的经济性计算作以下假设：

1）忽略建设期、价差预备，不考虑储能系统寿命终止时的残值。

2）参考上海地区的分时电价政策，8：00—11：00、18：00—21：00为峰电时段，储能系统在该时段放电，其余时段充电，一天内最多经历2个充放电循环。

3）考虑牵引变电站的场地限制，储能系统的最大容量为1 MW·h；考虑变流器的额定功率限制，储能系统的最大额定功率为1 MW。根据锂电池储能系统具有配置灵活的特点［16］，对锂电池组进行合理的串并联，相同额定容量下储能系统可具有不同的额定功率。

4）储能系统的充放电效率为90%，寿命期最大值为20年。

其余的成本收益参数如表2所示。

表2 成本收益参数

3.2 整体经济性

对电气化铁路储能系统的整体经济性（即ESCo与TPSS的收益之和）进行计算，因储能系统的额定容量固定，以额定功率为变量计算收益净现值的变化，结果如图4所示。

图4 收益净现值曲线

由图4可见，储能系统的收益净现值整体随额定功率的增大先增大后减小，其变化曲线分为3段：当额定功率小于0.15 MW时，收益净现值随额定功率近似线性增大，此时储能系统的寿命均为20年；当额定功率大于0.41 MW时，收益净现值随额定功率近似线性减小，此时储能系统的寿命均为8年；当额定功率介于0.15 MW与0.41 MW之间时，收益净现值呈现不规则变化，其原因是储能系统寿命终止的判据为累计充放电次数达到阈值，而收益净现值的计算模型按年计算，无法体现储能系统在某年内达到累计充放电次数上限的情况。

因储能系统的额定容量固定，当额定功率较小时，额定功率是约束储能系统转移电能的主要因素，造成储能系统的容量无法被充分利用，经济性不足；当额定功率较大时，额定容量是约束储能系统转移电能的主要因素，增大额定功率提高了储能系统的功率投资成本，但无法得到更多的电费收益，因此经济性下降。在合理配置储能系统的情况下，电气化铁路储能具有投资价值（收益净现值为正值）；当额定功率为0.4 MW时，收益净现值达到最大值，为131.2万元。

3.3 各利益方的经济性

在上一节的基础上，假设λi、λs、N的默认值分别为0.75、0.75、5，图5（a）—（c）分别为λi、λs、N变化时ESCo和TPSS的收益净现值变化情况，其中虚线所示为ESCo和TPSS的收益净现值最大点。

分析图5（a）—（c），可得出以下结论：

图5 λi、λs、N对经济性的影响

1）λs、N与ESCo的收益正相关，与TPSS的收益负相关；λi与ESCo的收益负相关，与TPSS的收益正相关。

2）λi、λs、N对ESCo的收益最大点额定功率影响较小，其中λs与收益最大点额定功率正相关，λi、N与收益最大点额定功率负相关。

3）λi对TPSS的收益最大点额定功率基本无影响，λs、N与TPSS的收益最大点额定功率负相关。

4）在合同能源管理下，调整λi、λs、N等参数均无法保证ESCo与TPSS在同一额定功率点具有最大收益，且两者存在最大收益的额定功率点与整体收益最大化的额定功率点也不同。因此，在进行项目投资决策时，可能存在不同利益主体偏好不同方案的矛盾情况。为了使整体收益最大化，如何对整体收益进行合理的分配是本研究后续亟待解决的问题。

4 结论

电化学储能、交通运输行业节能、合同能源管理是国家围绕低碳节能所推行的多领域技术，基于合同能源管理的电气化铁路储能系统是融合了三者技术的新型储能技术。本文研究了在节能效益分享型合同能源管理模式下电气化铁路锂电池储能系统的经济性，主要结论如下：

1）通过合理配置额定容量与功率，电气化铁路储能具有投资价值。

2）在额定容量相同的情况下，选定的额定功率大小与储能系统的寿命负相关，系统整体的收益净现值随额定功率的增大先增大后减小。

3）节能效益分享型合同能源管理的投资分摊比例、收益分享比例、合同期长短对节能服务公司和牵引供电系统两大利益方的收益情况及取得最大收益的额定功率点均有不同的影响。

4）在合同能源管理下，无法在某一储能配置下同时兼顾节能服务公司、牵引供电系统及系统整体的收益最大化。对整体收益进行合理分配使其最大化是后续研究要解决的问题。