浙江省工商业用户配置储能的经济性分析

缪 妙，沈志宏，张 良，王泽琪，喻 亮，董佳妮

(国网浙江省电力有限公司绍兴供电公司，浙江 绍兴 312000)

0 引言

储能应用有利于降低电网投资、促进可再生能源高比例渗透，推动构建以新能源为主体的新型电力系统。国家发展和改革委员会、国家能源局发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》中提出，到2025 年，新型储能从商业化初期步入规模化发展阶段，并具备大规模商业化应用条件；到2030年，新型储能全面市场化发展。

随着储能技术发展，储能系统成本下降，用户侧储能发展前景看好。储能行业的快速发展离不开国家政策的支持，根据中关村储能产业技术联盟全球储能数据库显示，仅2022 年，国家及地方出台新型储能相关政策600 余项，相较于2021 年，政策发布数量成倍增长。因此，通过梳理浙江省近几年新型储能相关政策，分析用户侧储能的盈利方式，构建用户侧储能经济性模型，借助实际案例对用户侧储能的经济可行性进行分析，并就用户侧储能的发展进行展望。

1 浙江省新型储能政策分析

浙江省新型储能政策主要包括储能规划、市场化激励以及储能协同新能源发展等方面[1-2]。

1.1 储能规划

2021 年11 月，浙江省发展和改革委员会、浙江省能源局发布《关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》（简称《实施意见》）提出，到2023 年，全省建成并网100 万kW 新型储能示范项目。2022年5 月，《浙江省“十四五”新型储能发展规划》中进一步提出，“十四五”期间，建成新型储能装机规模300 万kW 左右。与其他省市相比，装机目标规模位于全国第七。

1.2 储能激励政策

与其他省市相比，浙江省在市场化激励政策中对企业参与辅助服务的相关规定较为详细，但在容量租赁、现货套利、容量电价等方面仍处于试点探索阶段。

1.2.1 储能补贴政策

《实施意见》中提到，调峰项目(年利用小时数不低于600 h)给予容量补偿，补贴期暂定3 年(按200、180、170 元/(kW·年)退坡)。相较而言，浙江省的补贴金额较高，其他(如重庆、广东)是对符合标准的独立储能予以150 元/kW 的一次性建设补贴。

另外，浙江省各地市(区)也相继出台储能补贴相关激励政策，其内容更侧重于投资建设的一次性补贴，通过对12 条补贴政策的梳理分析，9 条涉及一次性补贴，3 条为电量补贴，放电补贴最高可达8 元/kWh。

1.2.2 容量租赁方面

按照《实施意见》中鼓励电源侧、电网侧和用户侧租赁或购买独立储能设施并提供的储能服务的要求，浙江省在金华和绍兴进行相应的政策试点。如2022 年1 月，义乌市发展和改革局发布《关于推动源网荷储协调发展和加快区域光伏产业发展的实施细则(征求意见稿)》，要求光伏配套建设采用储能置换额交易(共享储能)商业模式时，交易价格建议不低于储能系统成本的25 %或不低于500元/kWh；2022 年12 月，诸暨市发展和改革局发布《诸暨市整市推进分布式光伏规模化开发工作方案(修订稿)》，允许新型储能设施投资企业按市场化运营方式向光伏投资企业租售储能容量，租售的储能容量可计算在光伏投资企业光伏装机容量的总体配套储能容量中。

1.2.3 辅助服务

2021 年5 月，国家能源局浙江监管办公室印发《浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务市场交易规则(试行) (征求意见稿)》中规定了第三方独立主体参与调峰、旋转备用、调频、无功调节等辅助服务的时长、容量以及功率等问题，并于2022 年12 月继续发布《关于浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务有关事项的通知》，要求相关电力企业在2023 年1 月进行试运行之后，2 月起转入常态化运行。

1.2.4 储能协同新能源发展

目前，浙江省暂未明确规定新能源并网需配置储能，但杭州、绍兴、金华等地进行了相应的试点。2021 年12 月，绍兴市柯桥区发展和改革局发布的《柯桥区整区屋顶分布式光伏开发试点实施方案》中提出，在储能配置上，通过合理优化光伏、电储能配比和系统设计，建议非户用分布式光伏电站全生命周期内，按照发电装机容量的10 %建设储能设施，储能设施存储时长需在2 h 及以上。

1.3 浙江省用户侧储能盈利方式

《浙江省“十四五”新型储能发展规划》《实施意见》等文件中提到优化支持用户侧储能发展模式，指明了用户侧储能的发展方向和盈利方式，具体分析如下。

1) 进一步扩大分时电价，提高峰谷套利效益。根据浙江省发展和改革委员会转发的《国家发展改革委关于第三监管周期省级电网输配电价及有关事项的通知》，工商业用户峰谷比例最大可达3.83。若用户执行10 kV 单一制的大工业电价，以2023年6 月代理购电价格为例，尖峰与低谷差价可达1.029 元/kWh。

2) 明确独立主体身份，参与电力市场储能服务。一方面是用户侧储能作为独立第三方主体可参与电力市场辅助服务，其市场准入的条件要求参与主体确保具备时长1 h、容量5 MW以上的辅助调节能力，辅助服务削峰调峰价格最高限价1 元/kWh；另一方面，用户侧独立储能可为电源侧、电网侧、用户侧提供租赁储能服务，市场参考价格在160 ～230元/(kWh·年)。

3) 减少接入电力系统的增容投资。用户适当的配备储能装置，可优化用户用电曲线，减少用户容量需求，既可降低增容投资成本，也可减少容量电费成本。以10 kV 两部制工商业用户为例，以容量计费，可减少30 元/(kWh·年)的容量电费。

4) 参与电力现货市场获得收益。目前，根据《浙江省电力现货市场基本规则(试行)》，仅具备提供调频辅助服务能力的独立储能电站、虚拟电厂等独立辅助服务提供者可参与电力现货市场。

2 用户侧储能经济性模型分析

2.1 成本模型

用户侧储能的总成本计算如下。

式中：Ct为用户侧储能的总成本，Csc为储能系统投资成本；Clc为土地投资成本；Ccc为土建成本；Cmc为每年运维成本；Cic为每年贷款利息成本；Coc为其他成本。

2.2 收益模型

1) 充放电收益。根据《浙江省发展改革委关于调整我省目录电价有关事项的通知》，夏季大工业的高峰电价与低谷电价与其他月份有所不同。因此，充放电收益时区分夏季和非夏季。计算如下。

式中：Pl为夏季每日充放电收益，Qpd为尖峰放电量，pp为尖峰电价，Qlc为低谷充电量，pl为低谷电价，Odis为储能放电功率，ηdis为放电效率，Tdis为放电时长，Och为储能充电功率，ηch为充电效率，Tch为充电时长。

非夏季充放电收益P2计算方法与P1相同，仅在低谷电价有所区别，不再赘述。则年度充放电收入可通过公式(5)计算。

式中：P3为年度充放电收入，d1为当年储能夏季运行天数，d2为当年储能冬季运行天数。

2) 辅助服务收益。辅助服务收益Pas计算如下。

式中：Pxf为削峰收益，Ptg为填谷收益，Pot为其他辅助服务收益，Qxfn为第n次储能参与削峰调峰的电量，pxfn为第n次参与削峰时价格，Qtgm为第m次储能参与填谷调峰的电量，ptgm为第m次参与填谷时价格，N为当年储能参与削峰调峰的次数，M为当年储能参与填谷调峰的次数。

因此，第k年的收益计算如下。

2.3 经济性分析

考虑时间因素对资金价值的影响，使初始投资与收益在时间上具有可比性，采用动态回收期计算方法评估储能项目回收年限。

收益现值计算如下。

则动态回收期计算如下。

式中：K为储能项目投资成本动态回收年限。

3 算例分析

3.1 项目基本情况

以交流供电电压35 kV 的某大工业用户为例，该用户侧配置了规模为6 MW/12 MWh 的磷酸铁锂储能项目。由于浙江省已取消工商业用户的目录销售电价，峰谷价差并不固定，因此，非夏季的电价按照2023 年6 月电网企业代理购电35 kV 大工业两部制电价标准执行，夏季的高峰电价在此基础上提高2 分，低谷电价在非夏季低谷电价的基础上降低2 分。35 kV 大工业全年分时电价如图1 所示。

图1 35 kV 大工业全年分时电价

充放电策略假定如下。

1) 实行两充两放，即在每天谷时段22 时至8时和11 时至13 时充电，在每天尖峰时段9 时至11 时和15 时至17 时放电。

2) 储能的充放电效率设定为0.9，充放电深度设定为0.9。

3) 假设装设储能装置并未增加用户的容量电费以及增容投资成本，且储能的放电量用户自身能完全消纳。

3.2 成本测算

按照2 h 磷酸铁锂储能系统平均成本为1 100元/kWh，土建施工成本为400 元/kWh，因用户使用自有厂房场地建造储能系统，不增加额外的土地投资成本；每年的运维成本为储能系统投资成本的3 %；假设系统投资70 %的资金来源于银行贷款，贷款在储能系统寿命期约8 年内还完，储能贷款利率设为4.65 %，其他费用如环保、安全等成本合计约为10 元/kWh。

则计算可得到用户的储能系统投资Csc=1 320万元，土建成本Ccc=480 万元，每年的运维成本46.8 万元/年，每年的其他费用为12 万元/年。

3.3 收益测算

设定储能系统的充放电效率ηdis=ηch=0.9，充放电深度为0.9，且电池容量以每年2 %发生衰减。储能的循环寿命目前为5 000 ～6 000 次，按照两充两放原则，寿命约为7～8 年(计算中寿命设定为8 年)同时假定电池充放电效率不产生衰减。

根据《关于开展浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务第一次结算试运行的通知》，削峰调峰价格上限为1.000 元/kWh，填谷调峰的价格上限为0.320 元/kWh，2023 年1 月进行试运行。设定储能以报价上限的90 %进入辅助服务市场进行调峰，即谷时段价格pxfn=0.288 元/kWh，尖峰时段价格ptgm=0.900 元/kWh。则储能项目充放电收益与辅助服务收益如图2 所示。伴随着电池容量的衰减，收益呈逐年下降趋势。

图2 储能项目充放电收益与辅助服务收益

3.4 回收期测算

由于k为整数，式(9)得到的计算值并不一定等于0，因此计算资金回收年限时设定条件如下。

目前浙江省用户侧储能最基础的收益来源为峰谷套利。当储能作为调峰项目参与削峰填谷等辅助服务时，则无法在其他时间获取峰谷套利收益。

经计算，若用户侧储能仅以峰谷套利作为收入来源时，约6 年可以回收成本，第6 年的总收益约为199 万元，8 年的总收益约为721 万元。若用户侧储能作为接受统一调度的调峰项目，除获得参与电力辅助服务收益外，还可获取浙江省相应政策补贴。假定调峰项目一年参与削峰300 次，参与填谷300 次，则约7 年可收回成本，第7 年的总收益78万元，8 年的总收益约为258 万元。收益成本现值趋势如图3 所示。

图3 收益成本现值趋势

4 浙江省工商业用户侧储能发展与展望

1) 储能在用户侧存在的首要价值是节省电费。价值套利是用户投资的主要驱动力之一，2023 年10 月起，随着新的工商业用户峰谷浮动比例落地执行，峰谷比例将进一步拉大，充放电套利收益将进一步提高。

2) 用户侧储能可应用在分布式可再生综合能源系统中。目前较为普遍的为分布式光伏+储能，形成光储充一体化模型，有助于提高系统的整体运营效益。

3) 随着电力市场的逐步发展和成熟，从政策导向看，用户侧储能可参与电力辅助服务及需求响应等市场服务，通过辅助服务、分布式发电交易乃至现货市场的建设，逐步发现、释放储能的价值，由市场来决定储能发展的空间和进度。

4) 随着储能的逐渐发展和普及，电网负荷曲线规律也将发生变化，随着电力市场的逐步放开，用户电价也将随市场发生波动，峰谷价差不再固定，储能市场也将由引导型向市场支配型发展。

5 结束语

储能作为新型电力系统重要组成部分，有利于促进可再生能源消纳，缓解夏冬季节负荷高峰，起到削峰填谷的作用。目前，储能系统的发展因成本偏高而受制约，但伴随技术的不断革新，储能成本将有较大的下降，其覆盖面将大幅提升，用户侧储能的市场发展空间巨大，其优势具体分析如下。

1) 市场化价格实时变动，且用户电压等级以及用电类别不同也将影响峰谷价差，从而影响收益。浙江省大工业用户尖峰时段相较于一般工商业用户会多一个时段，峰谷差价更大，收益增加。

2) 用户侧储能的应用与用户实际负荷曲线、尖峰电量比例、负载率有较大关系。用户侧储能的应用将促进用户生产作业结构调整，减少用户边际成本。因此，因地制宜、因时制宜、因户制宜的储能配置和充放电策略能有效提升用户效益。