储能电站商业运营模式探索及经济性分析

储能电站商业运营模式探索
及 分析*
*李德鑫(1986―)男，高级工程师，主要从事新能源消纳与研究。

项羽(1981 ―)男，教授级高级工程师，主要从事新能
研究。

*基金项目：吉林省电力科学院有限公司2020年项J ( KY-GS-20-01-06)
刘畅，李德鑫，吕项羽，王佳蕊，王伟，郭莉
(国网吉林省电力有限公司电力科学研究院，吉林 长春130021 )
摘 要：随着风电、光伏等新能源发电的进一步推广，电化学储能开始受到更多相
关行业的关注，其格和运营模式直接影响行业的 发展。

了国 I 学
储能电站在
侧各功能;建了储能电站的收益模型,针对收益模型
了储能
站的商业运营模式，以10 MW/40 MWh
池储能电站为例，
同投资下峰谷
差套利和两部制电价两种商业运营模式，
算了内
益率和
投资回
期等 指标，并针 储能商业运营 了合理化建议。

可为储能
的制定
1
合理依据，引导 进大规模 储能的合理发展。

关键词：储能电站；商业运营模式；
分析；静态回收期；容量补贴电价；
峰谷电
中图分类号：TM 910 文献标志码：A 文章编号：2095-8188(2020) 10-0016-05DOI ： 10. 16628/j. cnki. 2095-8188. 2020. 10. 003
刘畅(1979―)， 女，高级工程师，博 士，主要从事新能
市场
研究。

Business Model Researci and Economic Analysis of
Energy Storage Power Station
LIU Chang ， LI Dexin ， LU Xiangyu ，
WANG Jiarul ， WANG Wel ， GUO Ll
(State Grid Jilin Electric Power Resesrch Institute ，Changchun 130021，China )
Abstract : With the furthcr promotion oC new energy generation ，the electrochemicai energy storage has been
given mora attention to. Its business model and economy atect the sustainabie and healthy development oC the
industry. This papet described the functions oC the energy storage in the powet system ，and the profit model oC the
eneayystoaayepoweastation waspaoeided.Thetwobusine s modeos ， peak ea o eypaicedi f eaencemodeoand two-paat
electricita pricc modei ，are proposed according to the profit modei. As an example ，the two business modeis of the 10
MW/40 MWh liquid flow energy storage ait discussed ，and the internai rate of return and static electricita pricc ait
caocuoated aespectieeoy.Fina o y ， theaeasonaboesuyyestionsaaeadeanced.Theaeseaach can paoeideaaeasonaboe
basis for the energy storage pricc setting and promote the development of large-scaie energy storage.
Key words : energy storage power station ； business model ； economic analysis ； static payback period ；
capacity complement pricc ； peak valley pricc differercc
0引言
大规模
储能技术可以平滑可再生能源
，进能源的 ，实现系 能减排效-T 。

随 储能技术 破,其行业巨大的
市场需求日渐清晰，推广使用
储能电站需
求
，为了促进储能发展，国家发展改革委、国
家能源局等部门相 了一系列政策
进电
储能 有序发展。

尤其在国家发改委、科
技部、工信部和能源局
发的《贯彻落实＜
—16
—
关于促进储能技术与产业发展的指导意见＞2019—2020年行动计划》中指出，各级政府和单位应把开发先进储能技术置于国家重点研发计划中，集中力量解决储能技术在规模、效率、成本、寿命等方面的技术难点⑷。

储能的经济效益对储能产业的发展至关重要，目前储能项目建设成本高，投资回收期相对较长，收益较低［5-8］，成为制约储能商业化发展的关键问题，同时也是国内储能行业研究的热门方向之一。

目前学者关于储能经济分析研究多集中在储能优化配置及经济调控策略方面研究卩⑷，很少有储能商业运营模式经济分析对比相关研究。

在电化学储能产业尚未形成清晰的商业化模型的背景下，分析我国电化学储能电站运营经济性,探讨比对其商业模式,具有十分重要的现实意义％本文在介绍电化学储能电站及其功能的基础上，分别对电化学储能电站的两种商业运营模式进行建模研究，最后通过对10MW/40MWh全飢液流电池的各种商业运营模式下经济性效益分析两种运营方式的运营策略适用性,并对储能商业运营模式发展提出合理建议%
1电化学储能及功能
电化学储能主要是通过电池正负极的氧化还原反应来进行充放电，根据所使用化学物质的不同，电化学储能电池可以分为铅酸电池、锌镉电池、锌氢电池、锂离子电池等％储能电池具有工作电压高、体积小、储能密度高、无污染、循环寿命长等优点在,随着储能技术的不断发展，电化学储能应用越来越广泛，在源-网-荷侧均发挥着重要的作用％
在电源侧，与传统机组相比，储能电站转换效率高且动作快速，可以快速跟随系统负荷与间歇性可再生能源出力的变化，及时提供功率支撑，平滑可再生能源出力，消除可再生能源出力波动性大、出力不稳定等问题，促进可再生能源消纳，提高可再生能源发电预测的准确度和经济性％在电网侧，电化学储能可以有效地实现需求侧管理，发挥削峰填谷的作用，消除昼夜峰谷差，改善电力系统的日负荷率,降低供电成本;实现高效的有功功率调节和无功功率控制，快速平衡系统中由于各种原因产生的不平衡功率，频率调整、负荷补偿，减少扰动对电网的冲击,提高系统运行的稳定性,改善电能质量，提高供电可靠性％在用户侧,可改善用户电能质量，使需求侧更加灵活地参与市场调节,实现移峰填谷,通过灵活使用储能参与需求侧响应也可为用户带来可观的经济效益。

2电化学储能电站收益模型
据分析调查，投资回收期是储能电站设计建造时最为关心的问题，因此本文将传统的静态投资回收期作为评价电化学储能电站运营消纳风电的经济性评价指标％投资回收期取决于储能电站的年运行净收益，其为年收益和成本支出之差%运行收益可通过储能电站售电或辅助服务费用计算得出，与电站运营模式关系较大;成本支出由电站投资建设成本和运营维护成本组成，可根据已有案例的单位容量电化学储能电站投资和维护成本计算出％
2.1运行净收益
B NPVj=CI$D CO j!1)式中：B npv——诸能电站第j年运行净收益；
CI,、CO,—储能电站第j年运行收益和成
本支出％
CI,计算与运营模式有关将在下一章节详细介绍％
2.2成本支出
电站总支出包括建设投资成本和每年固定运营维本,建投本主要为储能站的
备费、安装费以及材料费，每年固定运营维护成本为电站动力燃料费即充电费用、更换零部件修理费用及运维费用,本文研究将更换零部件修理费用及运维费用按照占建设成本一定比例进行计算,总本式为
Ns Ns
#CO j=Sc s氐+#(G S cs(s+Q s j P c)
jj=jj1
(2)式中：Sa------储能电站容量；
(s—单位容量建设成本；
Q s$—储能电站年第$年充电电量；
P a$—第$年充电电价；
G—维护费系数，即第i年修理费及其
—17—
他费用占建设成本比例；
—e-----储能电站运营年限。

2.3
项目静态回收期是指以项目的净收益回收项目投资所需要的时间，即项目现金流中累计净现金流量由负值变为零时，可用式(3)表示。

投资回收期越短，说明储能电站投资回收能力越快，经营模式越好，抗风险能力越强。

#(CE-COJ=0(3)
$=0
式中：H—电站静态投资回收期。

当电站静态投资回收期小于储能电站的寿命年限时,即表示在储能电站在寿命年限内该项目可收回投资，项目具有投资意义，且H越小，投资价值越大。

3电化学储能电站运营模式
不同的运营模式下，储能充放电价格及补偿价格不同，直接影响电化学储能电站的经济效益分析结果，本文调研目前电化学储能电站的经营方式,提出电化学储电站按以下两种运营模式进行经济分析研究。

3.1峰谷电价差套利运营模式
该模式为目前储能主要的商业运营模式，通过电化学储能电站在负荷低谷、电价便宜时充电，在负荷高峰、电价高时放电,以充放电电价差为变量，利用储能充放电价不同出现的差额作为储能经营盈利的条件进行分析计算。

运营期年净收为
CE-CO,=H-G S cs(o(4)式中：!c——充放电转换效率%
3.2两部制电价运营模式
本文提出的储能新运营方式-两部制电价运营模式，所谓两部制电价是按照电站的额定容量及上网的发电量分别计付电费的电价制度，包括容量电价和电量电价。

分析时容量补偿电价也作为收益的一部分，参照抽水蓄能电站实行的两部制电价(发改价格【2014】1763号)的相关规定进行充放电定价％
CE-CO$=Q o$!H d>+16CS D Q s Pt-G6CS C ue
(5)式中：1—单位容量补偿价格％
—18—4算例分析
本文以10MW/40MWh液流电池电站建设及运营方式为例，进行不同运用模式经济效益分析，测算的基础边界条件如表1所示％
表1测算的基础边界条件
项目数
电池装机容量/kWh40000
经营期放20
还贷年限//10
贷款利率/% 4.75
折旧年限//10
自有资金占比/%20
充放电效率/%70
年充电量/MWh20000
年循环次数/次350
维护费系数/%0.5
4.1基础案例分析
基础边界条件如表1，其他变动条件:总投资为2亿元，残值率为5%%各运营模式计算结果如下％
采用运营模式一:峰谷电价差运营％利用储能充同的差，为储能营
的条件。

峰谷电价差模式测算结果(基础案例)如表2所不%
表2峰谷电价差模式测算结果(基础案例)
充放电价差全资金内部静态回
/(元/kWh-1)收益率/%收期次
1.7430 5.5013.39
1.8931 6.551
2.34
2.03317.5011.50
通过分析表2数据可知，若想全资金的内部收益率在5.5%~7.5%时，峰谷差充放电电价差需在1.74~2.03元/kWh，静态回收期年限为11.5-13.39a，电价差越大静态回收期越短，经济效益越好％
运营模式：两制%本运营模式中储能采取两部制电价，电价按照合理成本加准许收益的原则核定％其中,成本包括建设成本和运行成本;准许收益按无风险收益率(长期国债利率)加1%~3%的风险收益率核定。

放电电价为标杆上网电价0.3731元/kWh，充电电价为放电电价的
75%，其他边界 如表1，计算时以容 为
变量进行分析。

两制 算结果（基础 ）如表3所示, 望 益率在5.5% -7.5% ,单位 容量补贴为2 388〜2 788元/ （kW ・a ）%
表3两部制电价测算结果（基础案例）
容 补贴
/[元・（kW ・ a ） -1 ]
金内部 益率/%
静态 回收期//2 388 5.50
13.39
2 596 6.55
12.342 788
7.50
11.50
4.2敏感性分析
储能
在运营期满后， 的 -
用
较高， 储能制造技术
本
将会逐
等 ， 投和 进行敏
感性 。

（1）
20%、30%、40% 为变动边
界条件以项目全投资内部收益率为5.5%，充电为0.279 8元/kWh 为例，重
运营模式
一、模式 进行 算，
容 补贴 和
谷 差的影响如图1所。

随 的残值率
大，容补贴 和峰谷 差 。

当残40%，采用峰谷 差运营模式时，电差可 至1.6612元/kWh ，比基础 中电
差 约5%；采用两部制 运营模式时，容
量补贴
可 至2 208元/kW ，比基础
|
中容量补贴 约7.5% o
o o o O 5 0 5 04 4 3 32
2 2 2o o o O
5 0 5 02 2 112 2 2 2图1残值率对容量补贴电价和峰谷电价差的影响
5
0 5 0 5 0 5
.8.8.7.7.6.6.5
1A
（2）以设备投资为1. 2亿为变动边界条件, 67%，艮卩 为8 000万；
储能转
效率较低（约70% ），将两部制中充 为 的68% o 其他边界
变,对运营
模式一、二进行重 计算，
果如下。

用峰谷
差 运营模式时， 益
照全资金的内部收益率在5. 5%〜7. 5%时，充放差为0.909 6 -1.112 6元/kWh ，相比基础
的 差下降0.84〜0.82元/kWh 。

峰
谷
差模式 算 果（ 投 ） 如 4 所 。

表4峰谷电价差模式测算结果（低投资）
充 差
/（元・ kWh -1）
金内 益 /%
静态
回 期 /a
0.909 6
5.50
15.70
1.015 4
6.55
13.981.1126
7.50
12.72
采用两部制 运营模式时，充
0. 253 7元/kWh （
的68 % ），放电电价
0.373 1元/kWh ，其他边界 如表1及本 :
定的可变边界条件。

若收益率在5.5%〜7.5%， 容量电价为1 184〜1468元/（kW ・a ）o 相比基
础 ，容量电价下降1 204〜1320元/ （kW ・a ），
下 约为50%，相 投资40%的下 ，低
投资高 的收益效果 。

两部制
算结
果（ 投 ） 如 5 所 。

表5两部制电价测算结果（低投资）
容 补贴
/[元・（kW ・ a ） -1 ]
金内 益 /%
静态
回 期 /a
1 184 5.50
15.0
1 33
2 6.55
13.981 468
7.50
12.2
将储能电站容 运行费用统
一核算，
省年 为550〜650 kWh ，
计算，该省 需在目前的基础
上上调 0.000 18 〜0.00051 元/kWh 。

4.3建议
通过以上算
可以得出，在容量补偿力
度适当或合理制定峰谷价差的
下，通过参与
各侧市场中
助服务、需求响应等多
服务，储能电站运营是实
运营的。

但目前我国储能技术
发展前期，峰谷
，
差额较小，相 容量补贴政策 有
，实现
较
，储能的实
得
理体
现。

为了促进储能行业的发展，
储能电站商
业运营中所 的 ，
下几点建议：
（1）前储能的发展 临 问题和挑
战。

在政策方面，目前与储能有关的行业政策大
多还只停留在宏观规划 ，缺乏实施细则，对于
—19 —
储能行业的补贴和税收激励措施还远远不够;储能电站能否盈利与峰谷电价以及政府的补贴力度密切相关,在现有的电价基础上，根据各地区政策情况，单独制定储能电站运营充/放电电价以及容量补贴电价，以进一步拉大电价峰谷差，或增大政府对容量补贴的力度，为储能电站商业运营创造更多的经济效益。

(2)在储能材料资源开发方面，由于开发条件相对比较差，配套设施不完善以及环保因素，部分材料还依赖于国外进口，这为储能行业的高速发展埋下隐患;储能制造企业应着眼于储能技术的研发，提高储能设备的利用效率和使用寿命，降低储能材料制造成本，减少储能建设的初始投资成本和运营成本，吸引更多的资金注入储能行业。

(3)在商业模式方面，储能行业的盈利模式目前主要依赖于从峰谷价差中进行套利,需要开发其他丰富的盈利模式;根据不同地区实际情况,合理规划集中式储能电站的布局，开拓创新，因地制宜开展“储能+”各种创新方式相融合，如本文提出的两部制电价模式、储能+可再生能源消纳相结合的创新方式，储能与风电/光伏结合减少弃电率,促进可再生能源进一步消纳%
5结语
大规模储能电站的商业运营模式和经济性直接决定着储能产业是否可持续健康发展％本文在构建储能电站经济分析模型基础上，初步探讨了储能电站运营模式，即峰谷差套利电价模式和两部制电价模式，通过对10MW/40MWh液流电池各种运营模式、各种投资及残值条件下不同情况储能电站的经济效益分析可知:①采用峰谷电价差套利模式运营时,若想运营方在运营期内收回成本，电价差要大于1元/kWh；②采用两部制电价模式运营时，单位容量补贴需年大于2300元/k Wh；
③若降低投资或增大残值率，电价差和容量补贴电价均可相应减少％针对储能行业的补贴和税收激励措施不够、储能材料开发技术不足、运营模式单一等问题提出了合理化建议％今后将继续探索储能参与辅助调峰等运营模式经济性分析研究％
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收稿日期：2020-06-19
—20—。