用户侧储能经济性分析及容量配置策略研究

李 浩

（广东电网能源投资有限公司，广东 广州 510000）

0 引言

2018年，在全球新增投运电化学储能项目中，依然是用户侧的装机规模最大，为1 530.9 MW，占比43%，集中式可再生能源并网和辅助服务领域分列二、三位，占比分别为26%和17%[1]。电源侧储能通过联合火电机组参与调频市场获取收益，参照国外经验，储能达到一定规模后调频市场将出现饱和[2]。受“电储能设施不得纳入输配电定价成本”的影响，在没有新的产业政策刺激及市场化回报机制落地前，预期电网侧储能增长将放缓[3]。目前，国内用户侧储能随着电池成本的降低及电力市场机制的完善，用户侧储能项目将逐渐具备投资价值[4]。

1 用户侧储能商业模式及发展趋势

广义的用户侧储能是根据储能应用场景划分，指在电网公司与用户产权分节点以外（用户端）应用的储能系统，包括微电网、光储发电、独立储能等多种应用。本文研究的用户侧储能是指安装在用户端且能够按照现有的市场机制收回投资成本，并产生一定收益的独立储能系统[5]。

1.1 用户侧储能商业模式

储能系统安装在负荷端可以保证电能质量和供电的安全、稳定性，减少电压波动对电能质量的影响。用户侧储能针对传统负荷可实施削峰填谷、需求响应和需量电费管理等。削峰填谷适用于高峰时段用电量大的用户，是目前最为普遍的商业化应用，通过“谷充峰放”降低用电成本；需求响应通过响应电网调度，帮助改变或推移用电负荷获取收益；需量管理通过削减用电尖峰，降低需量电费。

用户侧储能主要应用于分时电价管理、容量费用管理、电能质量管理、需求侧响应等场景[6]。

单纯依靠配置储能去降低用户需量不具备经济性，而峰谷套利场景只能削减电价高峰时段一定的负荷量，但用户的最大用电负荷可能出现在电价高峰时段（电价高峰时段一般不超过8 h）以外的其他时段，因此利用储能进行容量费用管理只存在某些特定的场景，不具备普适性。利用储能为用户进行电能质量管理也无明确的回报机制，为用户进行分时电价管理获得峰谷套利收益是用户侧储能比较单一的收益来源。

需求侧响应依赖地方政策，参与电力需求侧响应的用户需接入省级电力需求侧管理在线监测平台。目前，江苏电力需求侧响应实施模式较为成熟，通过尖峰电价年度增收的电费专款专用，用于奖励参与电力需求侧响应的用户[7]。

江苏、山东、河南等地已启动了需求侧响应工作，通过需求侧响应转移高峰电力负荷，广东也在近期启动了需求侧响应试点工作。各地明确鼓励拥有储能设施的用户和充电桩运营商参与响应，参照目前的补贴情况，用户侧储能参与需求侧响应的收益显著高于同期参与峰谷套利的收益，能够通过参与需求侧响应改善项目的投资收益。

1.2 用户侧储能发展趋势

英国、德国、美国等分布式储能已呈现出“免费午餐”、虚拟电厂、云储能等多种模式[8]。文献[9]分析了云储能运行机制及商业模式。英国Limejump公司通过其虚拟电厂平台管理着超过120 MW储能电站，通过平台统一参与电网需求侧响应、调频、平衡服务等，以使各站点收益最大化。通过能源管理系统将分布式储能“点”资源凝聚起来，为这些储能系统增加虚拟电厂的功能，交易商将虚拟电厂的容量融入现有的能量库，向系统运营商提供一次调频控制备用和其他交易产品。文献[10]介绍了德国为支持包括光伏储能系统在内的各项储能设施建设，在2013年政府设立了一系列储能补贴政策支持计划，该政策为户用储能设备提供资额30%的补贴。大规模的保障性补贴推动了德国新能源产业超常规发展，但也同时大幅度地提高了电价，且最终由电力消费者承担。2000年德国电力零售价格为14欧分/（kW·h），而到了2013年，这一数据提升为29欧分/（kW·h），政策的“过度支持”也向“适度支持”逐步转变。快速下降的储能系统成本、不断攀升的居民零售电价和持续的用户侧储能安装补贴政策支持等因素，推动着德国用户侧储能市场的发展，自发自用也成为用户的必然选择。

国内对于多个储能集约化管理的虚拟电厂应用处于起步阶段，随着电力需求侧响应政策落地、电力市场交易品种的不断丰富，用户侧储能有望以“虚拟电厂”形式获得更多的市场化盈利渠道[11]。

2 用户侧储能项目经济性分析

经济性分析主要是通过内部收益率对项目投资收益进行评估，通过收益评估判断项目投资价值、容量配置、充放电策略等，并重点关注影响项目收益的关键因素。

2.1 经济评价模型

2.1.1 项目收入

单纯峰谷套利应用场景，项目收益来源主要为储能电站谷充峰放的套利收益，第t年现金收入为

其中，Kc为储能系统整体剩余容量；D为年有效利用天数；η为系统转换效率；ni为峰谷或峰平循环次数；ΔPi为峰谷或峰平价差；π为购入电价；Pf为购入电量。

2.1.2 项目成本

项目成本分为初始投资、运维成本、保险等，通常年运维成本可按照年均营收2%估算，保险费用年支出按照初始投资0.2%估算，储能系统的初始投资成本主要由功率成本和容量成本构成，项目初始投资C0包含储能系统设备、材料、集成及施工等费用。

其中，kp为电能转换设备单位造价，元/kW；PESS为换流器功率；kE为电池系统单位造价，元/（kW·h）；EESS为电池系统容量；n为电池储能系统循环寿命；i为储能项目投资收益率；O为电缆及其他材料费用；I为系统集成及施工费用。

储能装置的年运行维护费用与其运行状况有关，可表示为

其中，Cm为输出1 kW·h电能的运行维护成本；Q为储能系统年输出电量。

储能系统循环寿命是其成本分析中的另一重要参量。储能系统的循环寿命，即标称容量降至储能电池初始额定容量的80%时电池的完整充放电循环次数。影响电池循环寿命的主要因素包括极端温度、过度充放电、充放电深度DOD（depth of discharge）及充放电速率。储能系统在标准充放电电流、电压、温度下工作时，其循环寿命与充放电深度存在函数关系，其使用寿命年限为

其中，Tlife为对应DOD下储能系统的循环寿命；Lcyc-year为年充放电循环次数。

2.1.3 经济性评价模型

运营年份t净现金流为

其中，Ct_out为该年现金流出，包含当年运维、保险等费用支出，以及当年实缴增值税、增值税附加税费、企业所得税等税费。

2.2 影响项目收益的关键因素分析

通过上述经济评价模型，在一定的边界条件下分析影响项目经济性的主要因素，包括峰谷价差、初始投资、系统年有效运行天数、系统容量衰减特性及损耗等。

边界条件：系统采用“两充两放”、一年工作350 d运行模式（运行10 a，充放电7 000次，系统容量衰减至70%），充电效率90%，放电效率95%，投资方获得储能系统峰谷价差收益的90%。

2.2.1 项目初始投资

表1为按照上述边界条件测算的储能系统单位造价为1 600元/（kW·h）（包含设备、系统集成、施工、调试等费用）时，在广东部分地区的投资500 kW/2（MW·h）用户侧储能项目的内部收益率。

表1 广东各地用户侧储能投资内部收益率

由表1可知，在广东各地区当前电价条件下，用户侧储能项目仅依靠两充两放模式进行峰谷套利收益不理想。在广州、珠海、佛山、中山、东莞、江门等峰谷价差较大区域，项目初始投资的单位造价控制在1 400元/（kW·h）以下时，才具备投资价值（内部收益率大于7%）。

电池系统造价占项目初始投资比例约60%～70%，国内磷酸铁锂电池产业的规模化发展，使得储能系统成本下降趋势明显，同时储能系统产品的标准化也有利于降低储能系统成本。

2.2.2 峰谷价差

为缩短项目投资回收期，采用磷酸铁锂电池储能系统通常根据区域分时电价时段特点，采用每日多次充放电循环的策略[12]。除在“（电价）谷段充电、峰段放电”外，还利用“（电价）平段充电、峰段放电”，以在一天内实现多次充放电循环。因此，峰谷价差、峰平价差都将影响项目的投资收益。

江苏峰谷价差比广东高0.056 1元，约8.02%；峰平价差比广东高0.032 4元，约8.19%。由于峰谷价差、峰平价差的差异，投资500 kW/2（MW·h）用户侧储能项目，江苏年平均收益比广东高4.45万元，项目内部收益率比广东高将近2个百分点。相较于江苏，广东10 kV大工业峰谷、峰平价差有进一步拉大的空间。

广东省发改委明确“鼓励完善峰谷电价政策，加大峰谷电价实施力度，运用价格信号引导电力削峰填谷，优化电力资源配置。利用峰谷电价差、辅助服务补偿等市场化机制，促进储能发展”[13]。

2.2.3 系统年有效运行天数

1年运行周期内，储能系统按照设定的运行策略完成完整充放电循环的天数，为系统年有效运行天数。年有效运行天数与用户生产特性、工作制等有关，同时受配变负荷检修、节假日等因素影响。在项目前期阶段可通过安装负荷监控装置，分析用户用电特性进行预判，或者通过调研用户经营状况、负荷特点、生产规律等进行评估。

2.2.4 容量衰减及系统损耗

储能系统的容量衰减直接影响年峰谷套利收益，是影响项目收益的关键因素。一般认为，用于峰谷套利的磷酸铁锂储能系统，标称容量降至不低于初始额定容量的70%时仍可继续使用。系统容量衰减的主要影响因素有单体电池衰减特性，系统一致性，充放电电流、温度，放电深度等。文献[14]研究了单体电池不一致性对储能系统整体性能的影响，并说明了具备充放电均衡控制策略的锂电池储能系统能够很好地改善单体电压不一致性变化。

系统损耗是衡量一个充放电循环发生的能量损耗，与系统设计（设备选型、散热、自用电等）、电缆长度等因素有关，一般认为设计的储能系统损耗应小于15%（即转换效率应不低于85%）。

2.3 经济效益分析

2.3.1 低储高发运行效益

在合适的系统容量下，储能系统在负荷低谷、电价低谷时段或平段储存电量，而在负荷较高、电价高峰时放出电量[15]。将系统在这种运行模式下由分时电价而获得的收益年值定义为低储高发运行效益，表示为

其中，Cα为储能系统“低储高发”运行效益，元；η为储能系统的充放电效率；n为分时电价的时段数；πi为第i时段的电价；Pi为第i时段系统的充放电功率；Δti为时间间隔。

在电价给定的情况下，系统此时的运行效益与其容量、充放电的效率以及充放电策略有关。

2.3.2 环境效益

将储能系统的环境效益定义为储能系统替代火电机组所减少的污染物（悬浮颗粒物等）排放产生的效益。因此，系统的环境效益为

其中，Cβ为储能系统的环境效益，元；πei为第i项污染物的环境价值，元/kg；n为污染物总数；Si为第i项污染物的排放量，kg；CI为净化装置的投资成本。

3 用户侧储能容量配置策略

用户侧储能系统容量的设计需考虑不同区域分时电价的时段特性，并依据用户的负荷特点进行配置，本节给出一种恒功率充放电储能系统的容量配置方法。

3.1 基本原则

用户侧储能利用分时电价政策，电价谷段或者平段存储电量，电价高峰时段放出电量供用户使用，同时获取价差收益。系统容量配置的基本原则如下：每天尽可能多地利用电价峰段进行循环充放电；保证在电价高峰时段储能系统深度放电时，放出的电量用户能够完全消纳；为降低系统造价，储能系统优先考虑通过配变0.4 kV母线并网。

3.2 配置方法

容量的配置与区域内峰谷电价时段划分密切相关，假设电价高峰时段为T1、T2、T3，且峰段时长T1

a）导入配变负荷数据，确定储能系统初始功率Pref，即电价峰段配变可消纳基础负荷，Pref需满足

b）校验储能系统充电时，配变负荷是否超过其允许运行的功率上限M，即

c）若Pref不满足要求，依步长Δl减小Pref，结合储能逆变器功率选型，直到找到满足条件b）的功率PESS。

d）确定储能系统配置容量

其中，DOD为系统设计的充放电深度，与采用的电池有关，磷酸铁锂的充放电深度80%～85%，铅炭电池的充放电深度65%～70%。

4 结论

a）用户侧储能发展潜力非常大，但若仅仅是单纯依赖峰谷套利的用户侧应用对成本极为敏感。随着需求侧管理及电力市场的不断完善，用户侧储能有望获得多重收益，多个储能电站集约化管理的虚拟电厂也将获得市场化的盈利渠道。

b）相较于江苏，广东峰谷价差有进一步拉大的趋势，在广东用户侧储能项目投资优先选择广州、珠海、佛山、中山、江门等峰谷价差较大的区域。

c）峰谷、峰平价差，初始投资（项目单位造价），系统年有效运行天数，系统容量衰减特性及效率是影响用户侧储能项目经济性的关键因素，项目投资需优选电价条件较好的区域，重点评估系统年有效运行天数，设计需重点关注系统衰减性能、效率等。

d）用户侧储能系统容量的设计需考虑不同区域分时电价的时段特性，并依据用户的负荷特点进行配置，且遵循以下基本原则：系统每天尽可能多地利用电价峰段进行循环充放电；电价峰段储能系统深度放电时，放出的电量用户能够完全消纳；优先考虑通过用户配变0.4 kV母线并网。

e）现阶段储能项目投资优先选择价差较大的区域，同时注重储能系统集约化管理，为分布式储能集中参与电力需求侧响应及电力市场交易提前布局。