新能源侧储能系统综合经济效益评估方法与实例

本文通过案例解析光伏配置储能系统的成本经济效益，当上网电价超过 0.55 元/kW·h 时， 储能系统具有经济性 ；当光伏电站上网电价降低至0.55 元 /kW·h 以下时，储能系统不具有经济性。

本文来源：微信公众号 电力勘测设计 ID：dianlikancesheji 作者：蒋科等

随着我国经济社会高速发展，大型/ 特大型城市、工业园区等高负荷密度区对供电可靠 性要求越来越高，而建设用地和空间资源紧张正日渐成为制约电网基础设施建设改造的主要 因素。近些年储能技术迅速发展，逐步形成了可再生能源发电侧、火电侧、用户侧、 电网侧等多种储能应用场景。

储能设备综合经济效益直接关系储能产业的发展，国内外专家针对不同应用场景下的储能经济性评估开展相关研究。文献[9]建立了用 于电网负荷削峰填谷的储能系统投资经济性数 学模型，并进行实际案例分析，提出储能系统规模化应用的经济条件。文献[10]建立了储能电站成本及收益计算模型，给出计算流程，通过实际算例表明在一定条件下，储能电站将达 到预期的经济效益。文献[11]提出一种储能电池参与调频的充放电动作策略，以储能电池在 满足频率偏差下的净效益最大为目标，对动作策略参数进行了优化。文献[12]建立了考虑梯次利用电池运行特性和寿命特征的梯次利用电池储能平准化成本分析模型，分析了两种情景下梯次利用电池储能的经济性。文献[13]提出了电储能系统响应电网自动发电控制(automatic generation control，AGC) 指令的优化控制模型，以最大化电储能系统AGC运行的净收益为目标。

目前，储能在新能源侧应用尚未形成成熟的商业和盈利模式，不易直接分析增加可再生能源发电等其他方面获利，其综合经济效益评估鲜有研究。本文建立新能源侧储能成本及收益模型，并通过实际案例进行分析。

1 储能电池特性参数

目前储能电池类型主要有铅酸电池(Valve Regulated Lead Acid Battery，VRLA)、钠硫电 池 (Sodium-sulfur battery，NaS)、磷酸铁锂电池 (Lithium iron phosphate battery，LFP)、全钒液流电池(Vanadium Redox Battery，V-redox) 等， 通过梳理国内外相关数据，将储能系统的主要特性参数进行了归类和总结，见表 1。

表 1 中，储能电池寿命周期是指100% 放电深度 (depth of disge，DOD)，即标准充放电倍率下，每年运行250次的寿命年限。基于储能电池的回收现状，并未发现有关可以参照 的、客观的回收残值数据，因此本文未与考虑。未来随着储能电池回收机制的逐步建立和日趋完善，回收残值将对储能电池的经济性产生极其重要的影响。

2 评价模型

2.1 储能成本

成本一直是制约储能发展的重要因素，一 般来说，储能成本包含储能生命周期内从建设、 运行、维护到退役全过程的投资成本和运行维护成本。储能成本构成见图 1。

2.1.1 安装成本

安装成本Csys可分为储能系统本体成本、 储能变流器(power conversion system，PCS) 成 本和相应的辅助设施成本三部分，如下 ：

式中 ：Csto为储能本体成本 ；CPCS为 PCS 成本 ；CBOP为辅助设施成本。储能本体成本Csto计算如下 ：

式中：CE为储能本体的单位能量价格( 元 / (kW·h)) ；Erat为储能电池的额定能量 (kW·h) ；η为电池储能的转换效率(%) ；Prat为储能电池的额定功率(kW) ；t 为储能电池的额定放电时间 (h)。PCS 成本CPCS计算如下 ：

式中：CP为 PCS 的单位功率价格( 元 /kW) ；ratP 为储能电池的额定功率 (kW)。辅助设施成本 BOP C 计算如下 ：

式中：CB为必要的辅助设施的单位能量价格 ( 元 /(kW·h)) ；Prat为储能电池的额定功率 (kW) ；t为储能电池的额定放电时间 (h)。因此，储能系统在单位功率下的年均安装成本Csys_p( 元 /(kW· 年 ) 可用下式 ：

式中 ：d为为贴现率 (%) ；N为项目周期 ( 年 ) ；η为电池储能的转换效率 (%) ；CP为储能本体的单位功率价格( 元 /(kW·h)) ；CB为必要的辅助设施的单位能量价格( 元 /(kW·h)) ；CE为储能本体的单位能量价格 ( 元 /(kW·h))。

2.1.2 更换成本

当项目实际运行周期大于储能电池的寿命 周期时，必须更换储能电池本体。PCS 和辅助设施可使用时间通常为 20 年左右，然而项目实 际运行周期为 5 ～ 20 年不等，因此储能系统的 更换成本来源于电池本体。在项目周期内，储能系统每次的更换成本 Crep可用下式表示 ：

式中 ：Csto为储能本体成本 ；α为储能系统成本的年均下降比例 ；k为储能本体的更换次数。k=N/n－ 1，n为储能本体的寿命周期( 年 )， 当 (N/n－ 1) 为非整数时，k进 1 取整 ；CE为储能本体的单位能量价格( 元 /kW·h) ；η为电池 储能的转换效率(%) ；Prat为储能电池的额定功率 (kW) ；t为储能电池的额定放电时间 (h)。因此，储能系统在单位功率下的年均更换成本Crep_p( 元 /(kW· 年 )) 可用下式表示。

式中：CE为储能本体的单位能量价格( 元 / (kW·h)) ；t为储能电池的额定放电时间(h) ；η为电池储能的转换效率(%) ；k为储能本体的更换次数 ；β为储能本体第β次更换 ；α为储能系统成本的年均下降比例；d为贴现率(%) ；N为项目周期 ( 年 )。

2.1.3 年运行维护成本

储能系统的年运行维护成本与运行过程无关，只与储能的技术类型和额定功率相关，计算公式如下。

式中 ：Cf_p为单位功率下的运行维护成本( 元 / (kW· 年 )) ；Prat为储能电池的额定功率 (kW)。

2.1.4 系统残值

储能到达寿命年限时，可通过回收利用残值获取一定的收益，可抵消储能的成本。该部 分为系统残值或回收价值Crec。在项目周期内， 储能每次的回收价值Crec可用下式表示。

式中：γ为残值回收率；Csys为安装成本；Prat为储能电池的额定功率 (kW) ；d为贴现率 (%) ；β为储能本体第β次更换 ；k为储能本体的更换次数 ；N为项目周期 ( 年 )。

2.2 储能收益

目前，按照《华北区域光伏发电站并网运行管理实施细则( 试行)》，光伏发电站配置储 能系统后所获得的收益主要包括减少的考核费用和增加发电量收益。

2.2.1 减少脱网考核收益

按照细则规定，当光伏发电站因自身原因造成光伏发电单元大面积脱网、一次脱网光伏发电单元总容量超过光伏发电站装机容量的 30%，每次按照全场当月上网电量的 3% 考核。若发生光伏发电单元脱网考核且累计考核费用不足12 万元，则按12 万元进行考核。配有已投运的规模化储能装置 ( 兆瓦级及以上 ) 的光伏发电站，以光伏发电站上网出口为脱网容量的考核点。因此其减少脱网考核收益计算公式如下：

式中 ：Ikh1减少脱网考核月度收益 ；µ为当月脱网光伏发电单元总容量超过光伏发电站装机容量的30% 的次数 ；Wa当月上网电量 ；P1为光伏电站标杆上网电价。

2.2.2 减少限光时段考核收益

按照细则规定，当需要限制光伏发电站出力时，光伏发电站应该严格执行电网调度机构下达的调度计划曲线，超出曲线部分的电量要列入考核。在华北地区，要求按光伏发电站结算单元从电力调度机构调度自动化系统实时采集光伏发电站的电力，要求在限光时段内实发电力不超过计划电力的 1%。相关时段内实发电力超出计划电力的允许偏差范围时，超标部分的积分电量按 2 倍统计为考核电量。配有已投运的规模化储能装置 ( 兆瓦级及以上 ) 的光伏发电站，取光伏发电站与储能装置实发 ( 充 ) 电力的代数后为限光时段内计划电力的考核值。因 此限光时段考核收益计算公式如下 ：

式中 ：Ikh2减少限光时段考核月度收益 ；Pg(t)为储能配置后，光伏电站 t 时刻发电有功功率 ；Pa(t)为限光时段 t 时刻调度计划出力；Dm为每月发生限光的天数；T1 为当天限光起始时刻；T2 为当天限光结束时刻。

2.2.3 减少有功功率控制子站投运率考核收益

按照实施细则规定，光伏发电站应具备有功功率调节能力，需配置有功功率控制系统， 接收并自动执行电力调度机构远方发送的有功功率控制信号(AGC 信号)，确保光伏发电站最大有功功率值不超过电力调度机构的给定值。光伏发电站有功功率控制子站上行信息应包括 有效容量、超短期预测等关键数据。未在规定 期限内完成有功功率控制子站的装设和投运工作，每月按全场当月上网电量 1% 考核。对于已安装有功功率控制子站的并网光伏发电站进行投运率考核。在并网光伏发电站有功功率控制子站闭环运行时，电力调度机构按月统计各光伏发电站有功功率控制子站投运率。光伏发电站配置储能系统后，能够快速有效响应调度机构 AGC 信号，增强光伏电站有功功率 调节能力。投运率以 98% 为合格标准，全月投运率低于98% 的光伏电站进行考核，假设配置储能系统后，光伏电站子站投运率不低于 98%， 则收益计算公式如下 ：

式中 ：Isw增加的上网电量月度收益 ；Ds为每月光伏出力无法满足调度计划功率的天数 ；T3 为当天起始时刻 ；T2 为当天结束时刻。因此，光伏电站储能系统月度收益Im 计算公式如下所示。

3 典型实例

3.1 实例概况

某光伏电站装机为 30 MW，年发电小时数为 1 700 h，月发电天数为 24 天，日发电小时数为 10 h，其某典型日发电曲线见图 2。

3.2.1 平抑功率波动配置需求分析

由于光伏发电的不稳定性，对天气、温度 等条件的严重依赖性，实际光伏发电曲线是具 有一定的波动性，通过平抑其出力波动可以得到图 3。

根据上述曲线，得到其功率差额的绝对值分布情况，见图 4.

根据功率差额分布情可见，功率差额最大值为3.0 MW，但达到该功率的时刻占比较少， 因此，用于平抑光伏发电波动的储能配置 3 MW 即可满足绝大多数功率平抑需求，因此储能配置 3 MW。

结合功率差额曲线，对于连续单向( 充电 或放电) 功率进行积分，计算得到其连续充电或放电最大电量约为1.8 MWh，因此用于满足平抑光伏发电功率波动的储能电量需求为1.8 MWh，但是用于平抑波动的储能会面临频繁充放电循环，将影响储能实际寿命，因此需要配置比该需求更大的储能电量，需要结合光伏电站跟踪调度计划曲线进行分析。

3.2.2 跟踪调度计划配置需求分析

当调频调度(automatic generation control， AGC) 指令功率大于光伏电站平滑功率时，若储能系统配置不足，可能产生光伏电站脱网考核， 可通过配置储能系统避免考核电量，同时跟踪 AGC 指令，增加上网电量。计算调度计划和平滑曲线两者的功率差值，其功率差额最大值为 1.4 MW，根据对曲线积分求差得到电量配置需求为 7.8 MWh，该情况下储能系统以放电为主。

当调度AGC 指令功率小于光伏电站平滑功率时，需要对光伏电站出力进行限制，若储能系统配置不足，可能产生限电电量考核，可通过配置储能系统避免考核电量，在限光时段内实发电力不超过计划电力的 1%。其曲线见图 5。

计算调度考核曲线和平滑曲线两者的功率差值，其功率差额最大值为 1.2 MW，根据对曲线积分求差得到电量配置需求为6.6 MWh，该情况下储能系统以充电为主。

当调度AGC 指令功率部分小于、部分大于光伏电站平滑功率时，需要对光伏电站出力部分时段进行限制，部分时段脱网，若储能系统配置不足，可能产生限电和脱网电量考核。其曲线见图 6。

计算调度计划曲线和平滑曲线两者的功率 差值，其功率差额绝对值最大为 2.3 MW，根据对曲线分两部分积分求差得到电量配置分别为 6.7 MWh 和 2.9 MWh，其中储能充电电量为 2.9 MWh，放电电量为 6.7 MWh。综上所述，储能系统配置为4 MW/ 8 MWh，可见，用于平抑光伏发电功率波动的功率需求较大，但是考虑其波动频繁，因此实际电量需求较少，用于跟踪调度计划曲线功率需求较小，但电量需求较大，主要由于其持续时间较长。

3.3 敏感性分析

基于新能源消纳的储能系统经济性主要受到电池成本、上网电价、年发电小时数影响， 因此需要针对三方面因素分析其对基于新能源消纳的储能系统的净现值(net present value， NPV) 影响。

电池成本

随着电池成本的降低速度的增加，使得储能系统的投资减少，进而使得项目投资财务净现值增加。当电池成本下降速度达到9%的时候，财务净现值达到 1426 万元。

可见，当电池成本下降速度越快，则用于新能源消纳的储能系统的收益越好。上网电价新能源上网电价越高，新能源配置储能系统的经济效益越好。可见，随着上网电价下降，NPV 呈线性减少，上网电价越高，储能经济性越好，反之越差，其NPV 收益临界值约为 0.55 元/kW·h，当上网电价超过 0.55 元/kW·h 时， 储能系统具有经济性 ；当光伏电站上网电价降低至0.55 元 /kW·h 以下时，储能系统不具有经济性。

3) 年发电小时数

可见，随着光伏发电小时数增加，储能系统的利用率增加进而使得多种收益增加，NPV 呈线性逐步增加，储能系统具有经济性。

4 结语

本文针对储能系统在新能源侧应用场景，依据综合经济效益评价的基本理论，提出了储能系统全寿命周期成本的分析方法，全面考虑电源装机、节能减排等方面的综合效益，建立新能源侧储能成本及收益模型，并通过实际案例进行分析。结果表明，随着电池寿命增加、 电池成本下降、上网电价越高、年发电小时数越长时，储能系统具备较好的经济可行性。

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