配电网电化学储能投资替代经济效益建模

配电网电化学储能投资替代经济效益建模

吴海东1，廖方华1，涂寅1，张威2，孟金岭2

（1.广东大唐国际潮州发电有限责任公司，广东 潮州 515723；2.南方电网电力科技股份有限公司，广东 广州 510080）

摘要：因地制宜推进电网侧储能应用，对于电网运营提质增效具有十分重要作用。本文基于传统配电网项目投资技术经济性分析方法，结合储能系统建设运营技术特点，建立了配电网电化学储能投资替代经济效益分析数学模型，开展了配电网项目建设投资和储能建设投资的经济性评估比较研究，最后得出，在一定边界条件和典型场景下，用储能延缓电网扩容升级，相比传统方式具有经济可比性。

关键词：分布式储能，配电网，应用模式，投资替代，经济效益

Modeling of Economic Benefits of Electrochemical Energy Storage Investment in Distribution Network

WU Haidong 1  LIAOFanghua1  TU Yin1  ZhangWei1  MENG Jinling1

(1. Guangdong Datang International Chaozhou Power Generation Co.,Ltd., Chaozhou,Guangdong 515723,China；2. China Southern Power Grid Technology Co.,Ltd., Guangzhou, Guangdong 510080, China）

3Guangdong Diankeyuan Energy Technology Co.,Ltd.，Guangzhou 510080，Guangdong，China)

Abstract: Promoting the application of energy storage on the grid side according to local conditions plays an important role in improving the efficiency of power grid operation. Based on the economic analysis method of traditional distribution network project investment, combined with the characteristics of electrochemical energy storage system, this paper establishes a mathematical model for economic benefits analyses of energy storage investment in distribution network, and carries out the difference between the investment of energy storage and the traditional distribution network project construction. Finally, under certain boundary conditions and typical scenarios, the use of energy storage to delay the expansion and upgrading of the power grid is economically comparable compared to the traditional method.

Key words: distributed energy storage；distributed network；application mode；

1  引言

储能是“互联网+”智慧能源的重要组成部分和关键支撑技术[1]。随着电化学储能技术发展和成本下降，储能在用户侧、电网侧、可再生能源并网、电力辅助服务等应用领域呈现良好发展态势[2-4]，据CNESA不完全统计，截至2018年底全球已投运电化学储能累计装机规模达到6.6GW，其中中国占比约17%，目前，我国非抽水蓄能储能项目应用进入“GW”时代，累计投运装机规模达到1.02GW，其中电网侧储能项目累计装机规模达到216.9MW，仍有较大规模的电网侧储能规划在建。电网侧储能规模化应用正处于关键机遇期。

电网侧储能定义分为两种：狭义电网侧储能和广义电网侧储能。狭义电网侧储能是指接入输电网或配电网、介于发电厂和用户侧与电网结算的计量关口表之间、接受调度机构统一调度、独立参与电网调节的储能。广义电网侧储能是指包括狭义电网侧储能、电源侧储能和用户侧储能在内的、接受调度机构统一调度、独立参与电网调节的储能。当前，电网侧电化学储能规模化应用面临三大问题：一是储能系统成本仍较高，投资风险大；二是储能系统安全及相关标准仍待完善；三是电网侧储能价值较难量化评价，市场机制和政策机制支持不够。虽然《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》为未来10年内储能技术与产业的发展制定了分阶段发展目标

[1]，但《输配电定价成本监审办法》明确指出[5]，抽水蓄能电站、电储能设施等与电网企业输配电业务无关的费用，不得计入输配电定价成本。此外，对于租赁期满后，用户无偿移交给电网企业的电储能资产，这部分折旧费也不被计入输配电定价成本。未来几年电网侧储能的发展因此受较大影响。

电化学储能系统具有响应速度快、四象限灵活调节等特点，其在调峰、调频、缓解阻塞、延缓输配电投资等方面可发挥重要作用。为因地制宜推进电网侧储能应用，有必要开展对电网建设投资和大规模储能建设投资的经济性评估比较研究，量化储能的各种功能对于电网的经济价值，为理性开展电网侧储能投资规划和完善电网侧储能监管机制提供支撑。

目前，国内外已有不少学者对储能技术经济性评估方法和模型进行了研究。文献[6]对比分析了储能的全寿命周期循环成本和储能平准化成本模型，并采用蒙特卡罗分析不确定性的情况下，分析了不同储能技术的全寿命周期循环成本。文献[7]从储能装置的性能指标和运行经济指标出发，提出了规模储能装置的经济效益判据。文献[8]建立了通用的储能全寿命周期成本模型，并给出了用户侧电化学储能在全寿命周期内的优化投资策略。文献[9]建立了储能经济性分析模型，并基于内部收益率、投资回收期和发展成本等经济性指标评价融资租赁商业模式下的储能电站投资经济性。文献[10]建立了考虑储能投资成本、线路损耗费用和购电费用等成本的双层优化模型，提出了提升配电网电压质量的分布式储能经济优化配置方法。文献[11]建立了规模化储能“削峰填谷”对于输配电网络提质增效数学分析模型，并指出储能系统配置存在最优值，过大配置储能系统规模会降低经济效益，相同的储能配置，电网谷峰比越小，储能系统作用越明显。

总的来看，目前储能投资重点关注系统的全寿命周期成本建模，较少涉及电网侧储能投资替代经济效益分析。本文从配电网建设投资和大规模储能建设投资的经济性评估比较为出发点，基于储能技术全寿命周期成本和财务分析模型，开展电网侧储能投资替代经济性分析建模。

2  配电网项目投资技术经济性分析

配电网规划项目技术经济性比选一般综合考虑资产全寿命周期内初始投资、运维、退役成本和增供电量、可靠性提升、降损等效益，按照净年值法、最小费用法、效益/成本比法等进行计算分析。

2.1  成本指标

成本指标是指项目的资产全寿命周期成本，包括建设期的初始投资、运行期的运维成本以及退役成本。总成本年值为初始投资年值、运行期的运维成本年值以及退役成本年值之和，即

（1）

式中，、和可表示为

（2）

其中，为初始投资成本，为折现率，为项目退役年，为计算年，为第年运维成本占投资总额的比例系数，处理成本占投资总额的比例系数，残值比例系数。

2.2  收益指标

配电网投资项目的收益是指资产全寿命周期的总效益，包括增供电量、可靠性提升和降损效益。

增供电量的是在计算关联输配电设施安全增供负荷提升能力的基础上，结合年最大负荷利用小时数计算，增供电量收益年值可表示为

（3）

式中，为第年增供电量，为第年经核定的输配电价。

可靠性提升的效益主要体现在停电损失减少带来的收益，与关联电网区域系统平均停电时间相关。可靠性收益年值可表示为

（4）

式中，为第年平均停电时间变化量，为第年负荷预测值，为第年最大负荷利用小时数，为第年单位电量停电损失费。

降损效益体现在网损降低带来的效益，与网损率变化值相关。降损收益年值可表示为

（5）

式中，为项目建设前关联电网供电量，和分别为实施前网损率和实施后第年的网损率，为第年平均购电电价。

因此，总收益指标为

（6）

3  储能投资替代经济效益建模

3.1  储能成本模型

储能成本包括初始投资成本与运维成本，其中初始投资成本包括电池系统成本、储能变流器成本、配电成本、安装成本、征地费，运维费用包括人工费、场地租用费、电池检测、电池更换运维费等。

每放电1kWh的初始投资成本：

（7）

其中，为电池系统成本，变流器系统成本，为储能系统其它成本（配电、集装箱、安装、征地等费用），为储能系统充放电效率。

每放电1kWh的运维成本：

（8）

其中，为储能系统设计充放电循环次数，为每日充放电循环次数，为第1年一充一放平均运营成本占初始投资成本的比重，为每年运维成本增长率，为基准收益率。

度电成本：

（9）

其中，为残值率，为日折现系数，具体为

（10）

因此，储能系统运营总成本为

（11）

3.2  储能收益模型

假定某配电区域输配电线路及变电站能承受的最高负荷为兆瓦，最低用电负荷为兆瓦，最高用电负荷为兆瓦，其中、。根据负荷的增长情况预测未来3年最高负荷的年增长率为，则3年后最高负荷增长为兆瓦。在传统的模式下，相关输配设施需要升级改造。若考虑采用电化学储能系统，利用储能系统进行“低谷充电、高峰放电”，能在不改变原输配电设施的规模情况下解决上述供电问题，则相比输配电设施升级改造，采用电化学储能进行投资替代的模式，可节约升级改造费用，并可赚取削峰填谷的价差。下面分情形进行分析：

情形一：增长后的最高负荷不超过输配电设施可承受最高负荷。此时，输配设施可不用升级改造，节约的升级改造费为零。

情形二：增长后的最高负荷超过输配电设施可承受最高负荷，且低谷时段储存的电量满足高峰时段削峰所需电量。则储能系统带来的日收益为

（12）

（13）

（14）

其中，和分别为节约的输配电设施升级改造费用收益和储能削峰填谷收益，为总收益。为增加1MW负荷供电能力所需增加的输配电设施投资，为输配电设施使用年限，、分别代表峰时段电价与储能系统上网电价价差、峰时段电价与谷时段电价价差，为高峰时段负荷持续时间。

情形三：增长后的最高负荷超过输配电设施可承受最高负荷，但低谷时段储存的电量不满足高峰时段削峰所需电量。则式（12）和式（13）可改写为

（15）

（16）

配电网储能项目投资的收益，除了节约改造费和削峰填谷收益外，也应考虑其在增供电量、可靠性提升和降损等隐性效益。削峰填谷收益将受限于相关政策，目前的国内的市场机制和政策机制尚无法显现该部分的商业价值。

3.3  经济效益模型

基于上述配网侧储能全寿命周期的成本和收益模型，可得到储能全寿命周期储能效益函数：

（17）

式中，为其它隐性效益总和。通过以上数学建模，通过部分变量求偏导数，可以定性分析得出如下结论：

1），，即峰谷差越大，储能的经济效益越明显；

2），增加1MW负荷供电能力所需增加的输配电设施投资越大，延缓输配电升级改造节约的费用越多，储能的经济效益越明显；

3），，峰时段电价与储能系统上网电价价差或峰时段电价与谷时段电价价差越大，储能的经济效益越明显。

4  算例分析

为了对比投资传统输配电设备和投资储能满足单位新增负荷的所需供电成本，下面基于以上分析模型，进行算例分析。

4.1  算例描述

假定场景为：满足1500MW新增尖峰负荷用电需求，按照南方电网规划技术原则，需建设1座500千伏变电站——6座220千伏变电站——24座110千伏变电站——300回10千伏线路。变电站与线路建设投资造价水平参照2018年南方电网公司输变电工程造价控制线。

假定储能系统建设投资2500元/kWh，充放电次数4000次，电池充放损耗为10%，每日1充1放电，运营成本（电池检测、组件更换、人工费等）20000元/MWh/年，每年增长3%，年度运行天数300天，电池残值率为0。

4.2  投资替代效益分析对比

为了简化，假定两种方式实施后产生的增量供电、供电可靠性和降损等效益基本相同，在此仅对比不同投资方式的成本。

若采用投资传统输配电设备方式，并假定该部分资产每年利用小时数为600小时。根据以上分析模型并参考实际有关财务计算边际参数，得到1kWh电网公司直接投资输变电建设投资为2322.04元/kWh，运维费现值为1475.98元/kWh，残值现值30.00元/kWh，总成本现值3768.02元/kWh。采用度电分摊系数折算后，度电使用成本为1.18元/kWh。

若采用投资储能项目的方式，即建设1500MW/3000MWh电化学储能，则1kWh电网公司直接投资储能建设投资为2500元/kWh，运维费现值为195.31元/kWh，总成本现值2695.31元/kWh。采用度电分摊系数折算后，度电使用成本为1.22元/kWh。因此，一定边界条件下，用储能延缓电网扩容升级，相比传统方式具有经济可比性。

5  结论

本文构建了具有通用性的储能在电网侧应用经济效益分析模型，从理论上推导了各主要因素对储能经济效益的影响情况，并通过案例分析提出了电化学储能技术在电网侧的投资替代效益，其主要结论如下：

1）峰谷负荷差异越大，储能的经济效益越明显；升级1MW负荷所需增加的输配电投资越大，节约的升级改造费用越多，储能的经济效益越明显。峰时段电价与储能系统上网电价价差或峰时段电价与谷时段电价价差越大，储能的经济效益越明显。

2）储能延缓输配电升级的效益不仅仅来自于节约的升级改造费用，更主要的收益是调峰赚取的价差。储能规模的设置不仅仅需要考虑缓输配升级改造的规模，更要充分考虑利用峰谷电价。

3）电网侧储能同时发挥其多重作用时，更能充分发挥储能资源的经济效益。

参考文献

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