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电化学储能电站怎么计算投资收益多少？

2022-02-22 09:16:25

作者：霁月光风来源：北极星储能网

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储能是现代能源系统的重要环节。随着我国由传统化石能源向新能源为主体能源格局的快速转变，我国无论是从电力能源总量结构，还是从装机增量结构看，新能源都发展迅猛，已成为我国加快能源变革的重要力量。而储能产业和储能技术作为新能源发展的核心支撑，覆盖电源侧、电网侧、用户侧等多方面需求，具有重要的战略价值和辉煌的产业前景。

同时，储能的成本和收益，作为投资盈利的关键因素，无疑对储能的大规模推广和应用形成影响。本文以电化学储能为例，从建设成本、运营成本、资金成本角度研究成本影响因素以及降低成本的措施，由电网侧、发电侧、用户侧三个应用场景分析收益方式，并介绍投资收益的评价方法，以对电化学储能电站的建设投资提供决策依据。

成本分析

建设成本

建设成本的组成包括储能站本体、升压站、送出线路、对侧变电站间隔改造等。

计算储能站本体投资，需要选类型、定规模、排布置。

选类型是指选择储能的电池类型，可选择的类型有铅酸电池（铅炭电池）、锂离子电池（三元、磷酸铁锂）、超级电容、钠基电池、液流电池、钠硫电池等。由于电池费用占设备费用的三分之二或以上（铅酸电池费用占比稍低），因此电池的类型选择对储能电站的成本影响较大，应结合储能的应用场景、安全性、系统参数等因素综合考虑。其中系统参数主要包括放电深度、循环寿命、效率、充放电倍率等。

定规模是指确定储能电站的建设规模也即容量和充放电时间，确定建设规模是投资收益分析的基础工作，合适的规模才可保证储能电站技术上可行、经济上最优。一般结合储能用途、场地条件、电池类型、业主意愿等因素寻求规模的最优配置方案。另外储能电池的“容配比”（电池容量与PCS容量之比）对建设成本也有一定影响，若以交流侧（即PCS功率）计算储能标称容量，那么直流侧容量（即电池配比）可考虑按大于1:1配置，一是满足部分地区按照储能放电的功率/能量来考核、补充充放电过程中的能量损失，二是补偿运行年限中的电池容量衰减。

排布置是指对储能电站的设备或设施进行排布和优化，这直接影响征地、政处、土建等的成本。应在分区合理、消防功能全面、工艺流程顺畅、施工运维方便、适应地形的前提下尽量紧凑布置、节省占地。另外，也可考虑借用相邻场站的道路、给排水、消防水池等公用设施，降低建设成本。

升压站、送出线路、对侧变电站间隔改造的成本是储能接入成本，其影响因素与常规的电网、用户输变电工程，或者新能源接入工程类似，但也有一定的区别。

类似的是选所选线、设备参数计算和选型、建构筑物型式和地基处理等原则，都是为了尽最小代价为终端负荷或电源建设足够的能量流动通道，并满足一定灵活性和可靠性。区别在于常规负荷或新能源接入后可充分利用源荷匹配特性实现就地消纳，也即在较低的电压等级、输变电容量下实现接入，降低接入成本；而储能接入后并网点能量双向流动，会挤占负荷或电源的消纳资源，例如在负荷较大时充电，新能源上送功率较高时放电，导致需采用更高的电压等级、输变电容量来接入储能。

当然，也可采取多重手段降低储能接入成本，一是电源侧储能与电源合用升压站和送出线路，同时也能合用道路、给排水等公用设施；二是电网侧储能尽量靠近新建电网侧变电站，这样接入间隔和升压容量充足、接入路径较短；三是租用或购买建成升压站、退役变电站，并通过维修或更换长时间服役设备来降低后期运维成本。同时，可结合区域源荷特性，通过适当协调控制策略来降低电源合用升压站容量，减少对上级输变电资源消耗，从而节省接入成本。

另外，建设工程中的进度和质量也会影响建设成本。若工程进度过慢，会增加人力、物力、财力的投入，影响工程整体造价；例如百兆瓦级的储能电站，从施工进场到投运快则六个月，不含升压站的储能站本体甚至一个月就可建成，而慢则在十个月以上，不同进度带来施工成本和收益时间的较大差别。但工程进度一味的追求速度也不合理，进度过快导致额外投入（人员、材料、机械设备的额外投入），施工效率可能降低，并可能影响最终施工成品质量，造成后期返工、维修等，同样增加工程造价。因此，在建设过程中应合理控制进度和质量，在追求进度时重视工程质量的监督。

运营成本

运营成本主要含运行成本、维护修理成本、人员成本。

运行成本影响因素包括折旧费、购电费用、电能转换效率损失、电池容量衰减、储能站服役期、电池更换。折旧费是储能电站运营过程中产生损耗，固定资产价值降低。购电费用需考虑电池充电和站用电，电池充电费用取决于电价政策和充电时刻（分时电价），电源侧电池充电费用也可能为电源发电存入储能而减少的上网电费。电能转换效率损失发生在充放电过程中，电能经过升压站、集电线路、就地升压变、PCS、电池，每一环节均产生电能损失。电池容量衰减、储能电站服役期、电池更换是三个关联因素，以磷酸铁锂电池储能为例，电站服役期20年，电池循环寿命5000余次，每年充放电约500次，则10年后充放电5000次，电池剩余容量为初始容量的80%，另外电池一致性变差，部分电池易出现过充过放、热失控问题，因此需对电池进行更换，产生较大成本；同时，电池容量也会造成放电收益逐年下降。为降低运行成本，可采取的措施有低谷电价时段充电，选用高效率设备，选择高循环寿命电池，适当延长设备或储能站服役期等。

维护修理成本影响因素包括修理费用、停电损失、保险费用。在建设时选择可靠性高的设备对降低维护修理成本非常关键，若在工程中只考虑建设成本，选择质量较差、费用便宜的设备，很可能因设备质量不过关而增加修理费用，提高了整个生命周期成本，甚至可能留下安全隐患。而且，若能减少设备故障次数，缩短设备停电时间，就能有效减少储能站停电损失。

人员成本影响因素主要是人员工资、福利。在设备可靠、维护修理成本低的情况下，人员成本在运营成本中占比可能较大。而且在一定范围内，人工成本与储能站规模不是线性关系，也即储能站规模大程度增加，运维人员数量增加不多。所以建设大规模集中式储能站比建设总规模相同的分布式储能站人员成本要低得多。

资金成本

资金成本包括税金支出、贷款利息等。税金支出含增值税、所得税和销售税金附加。储能站投资建设一次性投入较大，自有资金一般是20%～30%，剩下的都是贷款。贷款占总投资的比例以及贷款利息对于储能电站的成本也有一定影响。

收益分析

电网侧

电网侧储能的收益方式包括有效资产回收、租赁、合同能源管理、两部制电价结算、辅助服务市场、现货市场。

有效资产回收模式下储能一般由电网企业投资、计入电网企业的有效资产，并进入输配电价核算。该种模式收益可行性取决于电力监管政策，对于储能是否认定为电网资产，国外如美国、英国、欧洲大部分地区仍在讨论中。中国国内，国家发改委发布的《输配电定价成本监审办法》（发改价格规〔2019〕897号），明确电储能设施不得计入输配电定价成本。因此短期内电网侧储能无法获得该模式收益。

租赁模式下储能可由社会资本投资，可分为融资性租赁和经营性租赁两种。融资性租赁如江苏某电网侧储能项目，投资方许继电气和山东电工与电力公司签订8年项目租赁回收期，8年租赁到期后储能站的资产所有权变更为电力公司。经营性租赁如在目前多个省市出台新能源强配储能的政策背景下，投资方投资建设储能、并租赁给新能源企业，从而获得租金收益。

合同能源管理模式，可考虑应用于通过储能削峰填谷、降低电网的输配电损耗。当储能为电网降低损耗所得的收益大于储能投资和运行成本时，可与电网企业签订合同进行利益分成，该收益由电网企业通过降损增加输电量的利润空间中扣除。合同能源管理模式在发电侧储能、用户侧储能更为常见，即投资方使用电厂、用户的空地建设储能，获得节约电费、辅助服务的收益，并与电厂、用户分成。

两部制电价结算模式，收益来自于电量电价、容量电价两部分。该模式已有实际应用，如湖南某储能电站，由国网湖南综合能源服务有限公司投资运营，采取与属地长沙供电公司签订电费结算协议方式，按照“电量电费+备用容量费”两部制电价方式进行经营结算，长沙供电公司向综合能源公司支付储能电站电费。两部制电价结算模式更早用于抽水蓄能电站，《关于完善抽水蓄能电站价格形成机制有关问题的通知》（发改价格〔2014〕1763号），规定电力市场形成前，抽水蓄能电站实行两部制电价，容量电费和抽发损耗纳入当地省级电网（或区域电网）运行费用统一核算，并作为销售电价调整因素统筹考虑。

辅助服务市场模式，这是储能目前最常见、最具前景的收益模式之一。辅助服务分类和品种为，有功平衡服务包括调频（一次调频和二次调频）、调峰、备用、转动惯量、爬坡等；无功平衡服务（电压控制服务）包括自动电压控制（AVC）、调相运行等；事故应急及恢复服务包括稳定切机服务、稳定切负荷服务和黑启动服务。目前主要辅助服务项目由政府定价，随着电力市场化改革的推进，各地可能引入辅助服务市场竞价机制。需要注意，辅助服务市场有最优的容量上限，辅助服务市场饱和可能带来收益风险。

现货市场模式，即储能通过现货市场交易模式获得电量收益。上述电力辅助服务市场尚未达到真正市场化程度，各地现行的辅助服务市场中，一般都是采取卖方报价、竞价，调度方根据价格由低到高依次调用，最后将费用平均分摊给纳入辅助服务补偿机制范畴的其他发电商和用户；该方式不如多买多卖的市场来得更高效、更公平合理，另外并非交易主体的调度方却拥有对服务提供者的选择权，而最应该拥有选择权的辅助服务费用支付方却只能被动分摊。国外部分国家在开展现货交易的过程中就可实现电力辅助服务（特别是调峰），国内暂未完善电力现货市场（部分省市如广东正在试点），但电力辅助服务问题比较紧迫，因此才出现先有电力辅助服务市场，再向电力现货市场过渡的问题。

发电侧

发电侧储能常见的是新能源侧储能、火储联合调频储能。未来政策对三种储能的支持力度将是发电侧（新能源侧）>电网侧>用户侧，国家发改委《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号）对发电侧、电网侧和用户侧储能项目建设要求分别是“大力推进电源侧储能项目建设”、“积极推动电网侧储能合理化布局”、“积极支持用户侧储能多元化发展”。

新能源侧储能的主要收益方式是提高上网电量、降低发电计划偏差、提供辅助服务。

提高上网电量，主要通过峰谷平移、减缓输电阻塞发挥作用。新能源电站“弃风弃光”原因是“用不完、送不走”，即当地负荷小、源荷无法平衡，同时外送通道资源不足。配置储能后，一是在发电高峰时段或负荷低谷期时“充电”、在发电低谷时段或负荷高峰期“放电”，通过“能量搬移”手段起到“峰谷平移”的作用，减少新能源电站“弃风弃光”损失；二是当输送能量大于上级电网容量时充电存储能量，输送能量减小时放电，因此通过储能可有效减缓输电堵塞。

降低发电计划偏差，是通过储能装置配合新能源功率预测系统，对给出的短期与超短期发电计划偏差部分予以“充放电纠偏”，即通过储能系统实时吸收或释放电量、及时修正出力曲线，有利于新能源电站减免电网“两个细则”考核罚款。“两个细则”即《并网发电厂辅助服务管理实施细则》（侧重义务辅助服务和补偿）、《发电厂并网运行管理实施细则》（侧重并网管理和处罚）。

提供辅助服务，前提是新能源侧储能能够接受电网调度，参与系统深度调峰、调频，可减免电力辅助服务费用分摊并获得相应补偿收益。另外，新能源电站不是通过预留功率备用而是通过配置储能具备一次调频能力并接受调用考核，这无疑节省一次调频改造的费用。一次调频改造的原因是，当光伏、风电等新能源机组占比少，系统惯性可轻松控制频率偏移的幅度；反之，如果光伏、风电等新能源机组占比较大，系统惯性就会不够用，无法将电网的频率控制在稳定范围内，也容易造成电网区域脱网等事故。因此《电力系统网源协调技术规范》（DL/T1870-2018）提出“新能源一次调频技术指标”相关要求，通过保留有功备用或配置储能设备，并利用响应的有功控制系统或加装独立控制装置来实现一次调频功能。各地方电网公司也下发专门文件，要求存量风电场、光伏电站进行一次调频改造，新投产电站要具备一次调频功能。

火储联合调频，在传统火电机组加装储能后，可缩短机组响应时间，提高调节速率及精度，显著提升调频综合性能指标。储能系统能给传统火力发电机组带来可观的收益，一是能使机组运行更加平稳、安全、可靠，机组的升降负荷速率及设备磨损大幅度降低；二是机组AGC调频性能大幅提升，电厂辅助服务两个细则考核减少，奖励收入大幅增加。

用户侧

用户侧储能主要收益方式主要为峰谷套利、需量电费管理、动态增容、需求侧响应。

峰谷套利是目前用户侧储能最主要的盈利方式。它通过晚上电网低谷时期为储能电站充电，白天用电高峰时放电，来达到节约用电成本的目的。国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4:1，其他地方原则上不低于3:1，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。峰谷价差的拉大，为用户侧储能大规模发展奠定了基础，现阶段一般峰谷电价差达到0.7元即可考虑其投资价值。

需量电费管理，依靠能量管理可准确识别尖峰负荷，并向电池发出调度，储能系统可释放功率抵消尖峰负荷冲击。我国工业用户大多执行两部制电价，按压器容量或者最大负荷收取电费，假如一个厂区一个月大多数用电负荷在1-10MW之间，偶尔最大达到了10MW，那这个月便按10MW计算，大大增加了用电成本。如果厂区安装了储能电站，就可以在用电高峰时放电给负载，控制好厂区的最大需求，达到降低电费的作用。

动态增容，是在特殊场合下，业主或建设企业的一种刚需，比如充电桩改造满额运行，变压器容量超额；再比如电气化厨房改造，在下午7：00-9：00就餐高峰时段，变压器超容。面对超容，传统办法是向电力公司提出静态扩容申请。静态增容是指向电力公司申请换大的变压器，但这种方式非常昂贵，例如扩容费在5000-10000元/kW，扩容100kW，需要50万的费用。另外一种是动态扩容，通过加装储能系统来实现容量扩增，可节省较高费用。

需求侧响应，是指通过分时电价等市场价格信号或资金补贴等激励机制，引导鼓励电力用户主动改变原有电力消费模式的市场参与行为，以促进电力供需平衡，保障电网稳定运行。目前江苏、上海、河南、山东、冀北等地均启动了电力需求响应市场，补贴费用=有效响应电量×补贴标准×响应系数，削峰、填谷的补贴标准一般为数元/度。

投资收益评价

按照成本、收益对项目进行分析计算后，可使用多个财务指标对项目进行评价，财务指标越好，项目盈利能力越强。初步判断项目可行性可计算净现值、内部收益率、动态投资回收期三个核心指标。当净现值≥0，内部收益率≥基准收益率，动态投资回收期≤基准动态投资回收期，三个指标都满足时，可认为项目具有可行性。例如某国企对储能项目的投资可行性要求之一是内部收益率≥7%，动态投资回收期≤10年。