户用分布式光伏-储能系统经济性分析

孙亚娟，焦镜泽

（云南省宏观经济研究院，云南 昆明 650041）

中国一直积极推动全球气候治理，并不断提高自主贡献力度。第75届联合国大会上中国政府提出“双碳”目标，并在2020年全球气候峰会宣布：到2030年中国碳排放强度相较2005年下降65%以上，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿kW以上[1]。截至2022年3月，风光发电总装机容量约6.6亿kW（光伏为3.2亿kW），为达成12亿kW目标未来仍须大力发展光伏发电。近些年我国积极扶持光伏产业发展，如今光伏制造规模、装机规模、发电量和光伏效率均居世界首位。而分布式发电因其投资小、建设快等特性应用场景比集中式更广，2016年以来分布式发电并网容量逐年增长，到2021年底在全国光伏并网容量中占比已达35.13%。尽管太阳能是可持续清洁能源，但光伏出力因天气、日照等因素具备随机性、波动性。光伏发电并网会引起电压闪变、谐波污染、保护装置失灵等危害，影响电力系统电能质量和安全稳定运行[2]。增加储能系统，通过储能电池调节平抑光伏输出功率波动，可缓解并网时对电网运行的冲击，同时通过储放电进一步提高光能利用率。国内已有多个省市发布政策文件，要求新能源按比例配置储能设施。以云南省为例，要求新能源场站具备一次调频功能，配置5%～20%储能。未来分布式光伏-储能系统将成为分布式能源发展的主流模式[3]。

目前对光伏-储能系统的研究，技术层面主要是储能容量优化配置及控制策略[4]。经济效益评估方面，文献[5]基于动态规划方法推导出全年充放电优化控制策略，并以此分析了不同电力定价方案下储能系统变量对光伏-储能系统经济性的影响。文献[6]分析了3个分布式光伏发电项目不同并网电量在总发电量占比和不同补贴模式下的收益组成、经济效益以及环境效益。文献[7]以居民用户和企业用户为研究对象，探讨用户不同用电模式、有无储能系统对光伏用户直接收益的影响。文献[8]建立光伏-储能系统成本收益经济模型、全生命周期碳排放和能源分析模型，分析增加储能系统后的经济-碳排放-能源特征，为制定光伏-储能系统发展策略提供科学支持。

光伏发电并网补贴政策变化、光伏及储能行业技术更迭导致的成本变化影响着分布式光伏-储能系统的经济效益。根据最新光伏并网政策，自2021年全国取消光伏发电并网补贴。本文以云南省某县家庭用户为研究对象，基于无政府补贴背景，建立系统全生命周期成本收益评估模型，为户用分布式光伏-储能发电项目投资提供参考。

1 光伏-储能系统经济性评估分析

1.1 成本模型

本文参考文献[8]的研究方法，构建光伏储能系统建设安装—运行维护—退役整个周期的成本收益经济模型。

1.1.1 系统投资总成本

式中：CI为初始投资成本，元；COM为维护更换成本，元；CR为退役成本，元。

系统初始投资费用：CI=PaEPV+VEBSS。其中：式中：Pa为光伏组件峰值功率，W；EPV为光伏单位容量成本，元/W；V为储能电池容量，kWh；EBSS为储能单位容量成本，元/kWh；VN为夜间用电量；D为电池放电效率；Ω为能量转换效率；ξ为放电深度。

设备维护更换成本：COM=25(OPV+OBSS)+ERC。式中：OPV为光伏系统年均维护成本；OBSS为储能系统年均维护成本；ERC为系统更换成本。

设备退役成本：CR=βCI。式中：β为退役成本系数。

1.1.2 系统收益模型

1.1.3 经济性评估指标

采用静态投资回收期（Pt）和项目总收益分析光伏储能系统经济收益。Pt是不考虑金钱时间价值的情况下净现金流累计等于零时的年份[9]。

式中：N为累计净现金流量第一次出现正值的年份，年；C N为第N年初尚未收回的投资，元；A N为第N年净现金流量，元。

2 案例分析

2.1 用户系统概况

以云南某县年用电4500 kWh农户为研究对象，根据云南调查年鉴，农村常住居民家庭耐用品电视机、洗衣机、电冰箱、手机、取暖器等常用品类及使用习惯，估算无储能光伏发电系统农户每日自用4 kWh，增加储能系统可自用11 kWh，基本覆盖农户每日用电量，剩余需电量从电网公司购买。根据储能电池容量配置公式，电池需求容量为10 kWh。

2.2 光伏-储能系统性能参数

以10 kW-10 kWh多晶硅-钠离子储能发电系统为研究案例，系统参数如表1。

表1 光伏-储能系统参数

云南省太阳能资源属二类地区，太阳辐射总量为1527 kWh/m2，10 kW装机容量首年理论发电量是12200 kWh。储能电池选择低成本、长寿命、高安全、高能量密度的钠离子电池。在系统整个生命周期内，光伏系统的逆变器更换2次，汇流箱更换1次，计量装置更换1次，储能电池更换2次。光伏组件回收价格为初始价格的40%[10]，其余设备回收按会计准则计提。

云南省户用电价如表2所示。云南省光伏发电并网电价为0.3458元/kWh。

表2 云南省户用电价

2.3 结果分析讨论

10 kW-10 kWh多晶硅-钠离子光伏储能发电系统投资成本组成由表3所示，无储能光伏系统初始投资占总投资比重67.67%、设备维护占16.9%、设备更换占15.46%。安装储能电池会增加11.43%的初始投资、17.14%的维护成本和一倍的更换成本。

表3 10 kW-10 kWh多晶硅-钠离子储能发电系统投资成本

储能电池单位容量成本变化对光伏-储能系统年净收益影响如图1所示。无储能系统首年净收益为-35350元，系统退役时总收益为32468元；储能成本200元/kWh首年净收益为-37380元，系统退役时总收益为48083元；储能成本400元/kWh首年净收益为-39410元，系统退役时总收益为41253元。项目静态投资回收期如图2所示，分别是14.87、12.16、13.35年。安装储能系统会增加投资成本，但对比项目总收益和静态回收期，当前钠离子储能电池市场价格背景下，无储能系统已不具备经济优势。用户自用综合电价高于上网电价，储能系统增加了发电系统年收益。随着储能电池技术提升，储能成本下降会继续增加项目总效益。

图1 储能成本不同系统收益变化

图2 不同储能成本项目回收期

10 kWh储能，不同光伏装机规模对光伏-储能系统收益影响及投资回收期如图3所示。3个装机规模的首年投资额依次相差17675元，最终项目收益以10 kW为比较基准，15 kW收益增加58.9%，20 kW增加117%；项目投资回收期均在12年以上，15 kW比10 kW短0.55年，20 kW比15 kW短0.26年。扩大安装规模可增加项目收益总额和缩短投资回收期，但综合考虑农户对初始投资额的承受力、项目收益及投资回收年限，户用安装以15 kW规模为宜。

图3 10 kWh储能，不同装机规模初始投资成本及投资回收期

3 结束语

通过计算案例模型，分析不同储能成本和装机规模情况下光伏-储能系统的经济收益，基于评估分析得到结论：以钠离子储能电池当前市场价格，无储能光伏系统已不具备经济优势；储能电池容量不变，增加装机规模会增加项目总收益并缩短投资回收期，但边际效益逐渐降低，若农户自建光伏-储能发电系统，装机规模15 kW综合优势最高。

安装储能系统能最大程度实现光伏电力就地消纳，余电并网可增加农户经济收益，应推进户用分布式光伏-储能系统开发。考虑农户经济情况，高初始投资额会打击用户安装积极性，应采取针对性激励措施：对自用自建农户，安装储能电池可领取一定补贴或考虑以项目售电收费权和项目资产为质押让农户获得低息贷款；对一村或一县光伏资源整合发展的情形，可引入合同能源管理公司，采用光伏设施作为农户资产，农户按初始投资份额分配收益等模式，实现集约开发建设和运营。积极探索“光伏+产业”利用，增加分布式光伏项目收益，降低用户投资风险。