儲能是現(xiàn)代能源系統(tǒng)的重要環(huán)節(jié)。隨著我國由傳統(tǒng)化石能源向新能源為主體能源格局的快速轉變，我國無論是從電力能源總量結構，還是從裝機增量結構看，新能源都發(fā)展迅猛，已成為我國加快能源變革的重要力量。而儲能產業(yè)和儲能技術作為新能源發(fā)展的核心支撐，覆蓋電源側、電網(wǎng)側、用戶側等多方面需求，具有重要的戰(zhàn)略價值和輝煌的產業(yè)前景。
同時，儲能的成本和收益，作為投資盈利的關鍵因素，無疑對儲能的大規(guī)模推廣和應用形成影響。本文以電化學儲能為例，從建設成本、運營成本、資金成本角度研究成本影響因素以及降低成本的措施，由電網(wǎng)側、發(fā)電側、用戶側三個應用場景分析收益方式，并介紹投資收益的評價方法，以對電化學儲能電站的建設投資提供決策依據(jù)。
成本分析
建設成本
建設成本的組成包括儲能站本體、升壓站、送出線路、對側變電站間隔改造等。
計算儲能站本體投資，需要選類型、定規(guī)模、排布置。
選類型是指選擇儲能的電池類型，可選擇的類型有鉛酸電池（鉛炭電池）、鋰離子電池（三元、磷酸鐵鋰）、超級電容、鈉基電池、液流電池、鈉硫電池等。由于電池費用占設備費用的三分之二或以上（鉛酸電池費用占比稍低），因此電池的類型選擇對儲能電站的成本影響較大，應結合儲能的應用場景、安全性、系統(tǒng)參數(shù)等因素綜合考慮。其中系統(tǒng)參數(shù)主要包括放電深度、循環(huán)壽命、效率、充放電倍率等。
定規(guī)模是指確定儲能電站的建設規(guī)模也即容量和充放電時間，確定建設規(guī)模是投資收益分析的基礎工作，合適的規(guī)模才可保證儲能電站技術上可行、經濟上最優(yōu)。一般結合儲能用途、場地條件、電池類型、業(yè)主意愿等因素尋求規(guī)模的最優(yōu)配置方案。另外儲能電池的“容配比”（電池容量與PCS容量之比）對建設成本也有一定影響，若以交流側（即PCS功率）計算儲能標稱容量，那么直流側容量（即電池配比）可考慮按大于1:1配置，一是滿足部分地區(qū)按照儲能放電的功率/能量來考核、補充充放電過程中的能量損失，二是補償運行年限中的電池容量衰減。
排布置是指對儲能電站的設備或設施進行排布和優(yōu)化，這直接影響征地、政處、土建等的成本。應在分區(qū)合理、消防功能全面、工藝流程順暢、施工運維方便、適應地形的前提下盡量緊湊布置、節(jié)省占地。另外，也可考慮借用相鄰場站的道路、給排水、消防水池等公用設施，降低建設成本。
升壓站、送出線路、對側變電站間隔改造的成本是儲能接入成本，其影響因素與常規(guī)的電網(wǎng)、用戶輸變電工程，或者新能源接入工程類似，但也有一定的區(qū)別。
類似的是選所選線、設備參數(shù)計算和選型、建構筑物型式和地基處理等原則，都是為了盡最小代價為終端負荷或電源建設足夠的能量流動通道，并滿足一定靈活性和可靠性。區(qū)別在于常規(guī)負荷或新能源接入后可充分利用源荷匹配特性實現(xiàn)就地消納，也即在較低的電壓等級、輸變電容量下實現(xiàn)接入，降低接入成本；而儲能接入后并網(wǎng)點能量雙向流動，會擠占負荷或電源的消納資源，例如在負荷較大時充電，新能源上送功率較高時放電，導致需采用更高的電壓等級、輸變電容量來接入儲能。
當然，也可采取多重手段降低儲能接入成本，一是電源側儲能與電源合用升壓站和送出線路，同時也能合用道路、給排水等公用設施；二是電網(wǎng)側儲能盡量靠近新建電網(wǎng)側變電站，這樣接入間隔和升壓容量充足、接入路徑較短；三是租用或購買建成升壓站、退役變電站，并通過維修或更換長時間服役設備來降低后期運維成本。同時，可結合區(qū)域源荷特性，通過適當協(xié)調控制策略來降低電源合用升壓站容量，減少對上級輸變電資源消耗，從而節(jié)省接入成本。
另外，建設工程中的進度和質量也會影響建設成本。若工程進度過慢，會增加人力、物力、財力的投入，影響工程整體造價；例如百兆瓦級的儲能電站，從施工進場到投運快則六個月，不含升壓站的儲能站本體甚至一個月就可建成，而慢則在十個月以上，不同進度帶來施工成本和收益時間的較大差別。但工程進度一味的追求速度也不合理，進度過快導致額外投入（人員、材料、機械設備的額外投入），施工效率可能降低，并可能影響最終施工成品質量，造成后期返工、維修等，同樣增加工程造價。因此，在建設過程中應合理控制進度和質量，在追求進度時重視工程質量的監(jiān)督。
運營成本
運營成本主要含運行成本、維護修理成本、人員成本。
運行成本影響因素包括折舊費、購電費用、電能轉換效率損失、電池容量衰減、儲能站服役期、電池更換。折舊費是儲能電站運營過程中產生損耗，固定資產價值降低。購電費用需考慮電池充電和站用電，電池充電費用取決于電價政策和充電時刻（分時電價），電源側電池充電費用也可能為電源發(fā)電存入儲能而減少的上網(wǎng)電費。電能轉換效率損失發(fā)生在充放電過程中，電能經過升壓站、集電線路、就地升壓變、PCS、電池，每一環(huán)節(jié)均產生電能損失。電池容量衰減、儲能電站服役期、電池更換是三個關聯(lián)因素，以磷酸鐵鋰電池儲能為例，電站服役期20年，電池循環(huán)壽命5000余次，每年充放電約500次，則10年后充放電5000次，電池剩余容量為初始容量的80%，另外電池一致性變差，部分電池易出現(xiàn)過充過放、熱失控問題，因此需對電池進行更換，產生較大成本；同時，電池容量也會造成放電收益逐年下降。為降低運行成本，可采取的措施有低谷電價時段充電，選用高效率設備，選擇高循環(huán)壽命電池，適當延長設備或儲能站服役期等。
維護修理成本影響因素包括修理費用、停電損失、保險費用。在建設時選擇可靠性高的設備對降低維護修理成本非常關鍵，若在工程中只考慮建設成本，選擇質量較差、費用便宜的設備，很可能因設備質量不過關而增加修理費用，提高了整個生命周期成本，甚至可能留下安全隱患。而且，若能減少設備故障次數(shù)，縮短設備停電時間，就能有效減少儲能站停電損失。
人員成本影響因素主要是人員工資、福利。在設備可靠、維護修理成本低的情況下，人員成本在運營成本中占比可能較大。而且在一定范圍內，人工成本與儲能站規(guī)模不是線性關系，也即儲能站規(guī)模大程度增加，運維人員數(shù)量增加不多。所以建設大規(guī)模集中式儲能站比建設總規(guī)模相同的分布式儲能站人員成本要低得多。
資金成本
資金成本包括稅金支出、貸款利息等。稅金支出含增值稅、所得稅和銷售稅金附加。儲能站投資建設一次性投入較大，自有資金一般是20%～30%，剩下的都是貸款。貸款占總投資的比例以及貸款利息對于儲能電站的成本也有一定影響。
收益分析
電網(wǎng)側
電網(wǎng)側儲能的收益方式包括有效資產回收、租賃、合同能源管理、兩部制電價結算、輔助服務市場、現(xiàn)貨市場。
有效資產回收模式下儲能一般由電網(wǎng)企業(yè)投資、計入電網(wǎng)企業(yè)的有效資產，并進入輸配電價核算。該種模式收益可行性取決于電力監(jiān)管政策，對于儲能是否認定為電網(wǎng)資產，國外如美國、英國、歐洲大部分地區(qū)仍在討論中。中國國內，國家發(fā)改委發(fā)布的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》（發(fā)改價格規(guī)〔2019〕897號），明確電儲能設施不得計入輸配電定價成本。因此短期內電網(wǎng)側儲能無法獲得該模式收益。
租賃模式下儲能可由社會資本投資，可分為融資性租賃和經營性租賃兩種。融資性租賃如江蘇某電網(wǎng)側儲能項目，投資方許繼電氣和山東電工與電力公司簽訂8年項目租賃回收期，8年租賃到期后儲能站的資產所有權變更為電力公司。經營性租賃如在目前多個省市出臺新能源強配儲能的政策背景下，投資方投資建設儲能、并租賃給新能源企業(yè)，從而獲得租金收益。
合同能源管理模式，可考慮應用于通過儲能削峰填谷、降低電網(wǎng)的輸配電損耗。當儲能為電網(wǎng)降低損耗所得的收益大于儲能投資和運行成本時，可與電網(wǎng)企業(yè)簽訂合同進行利益分成，該收益由電網(wǎng)企業(yè)通過降損增加輸電量的利潤空間中扣除。合同能源管理模式在發(fā)電側儲能、用戶側儲能更為常見，即投資方使用電廠、用戶的空地建設儲能，獲得節(jié)約電費、輔助服務的收益，并與電廠、用戶分成。兩部制電價結算模式，收益來自于電量電價、容量電價兩部分。該模式已有實際應用，如湖南某儲能電站，由國網(wǎng)湖南綜合能源服務有限公司投資運營，采取與屬地長沙供電公司簽訂電費結算協(xié)議方式，按照“電量電費+備用容量費”兩部制電價方式進行經營結算，長沙供電公司向綜合能源公司支付儲能電站電費。
兩部制電價結算模式更早用于抽水蓄能電站，《關于完善抽水蓄能電站價格形成機制有關問題的通知》（發(fā)改價格〔2014〕1763號），規(guī)定電力市場形成前，抽水蓄能電站實行兩部制電價，容量電費和抽發(fā)損耗納入當?shù)厥〖夒娋W(wǎng)（或區(qū)域電網(wǎng)）運行費用統(tǒng)一核算，并作為銷售電價調整因素統(tǒng)籌考慮。
輔助服務市場模式，這是儲能目前最常見、最具前景的收益模式之一。輔助服務分類和品種為，有功平衡服務包括調頻（一次調頻和二次調頻）、調峰、備用、轉動慣量、爬坡等；無功平衡服務（電壓控制服務）包括自動電壓控制（AVC）、調相運行等；事故應急及恢復服務包括穩(wěn)定切機服務、穩(wěn)定切負荷服務和黑啟動服務。目前主要輔助服務項目由政府定價，隨著電力市場化改革的推進，各地可能引入輔助服務市場競價機制。需要注意，輔助服務市場有最優(yōu)的容量上限，輔助服務市場飽和可能帶來收益風險。
現(xiàn)貨市場模式，即儲能通過現(xiàn)貨市場交易模式獲得電量收益。上述電力輔助服務市場尚未達到真正市場化程度，各地現(xiàn)行的輔助服務市場中，一般都是采取賣方報價、競價，調度方根據(jù)價格由低到高依次調用，最后將費用平均分攤給納入輔助服務補償機制范疇的其他發(fā)電商和用戶；該方式不如多買多賣的市場來得更高效、更公平合理，另外并非交易主體的調度方卻擁有對服務提供者的選擇權，而最應該擁有選擇權的輔助服務費用支付方卻只能被動分攤。國外部分國家在開展現(xiàn)貨交易的過程中就可實現(xiàn)電力輔助服務（特別是調峰），國內暫未完善電力現(xiàn)貨市場（部分省市如廣東正在試點），但電力輔助服務問題比較緊迫，因此才出現(xiàn)先有電力輔助服務市場，再向電力現(xiàn)貨市場過渡的問題。
發(fā)電側
發(fā)電側儲能常見的是新能源側儲能、火儲聯(lián)合調頻儲能。未來政策對三種儲能的支持力度將是發(fā)電側（新能源側）>電網(wǎng)側>用戶側，國家發(fā)改委《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》（發(fā)改能源規(guī)〔2021〕1051號）對發(fā)電側、電網(wǎng)側和用戶側儲能項目建設要求分別是“大力推進電源側儲能項目建設”、“積極推動電網(wǎng)側儲能合理化布局”、“積極支持用戶側儲能多元化發(fā)展”。
新能源側儲能的主要收益方式是提高上網(wǎng)電量、降低發(fā)電計劃偏差、提供輔助服務。
提高上網(wǎng)電量，主要通過峰谷平移、減緩輸電阻塞發(fā)揮作用。新能源電站“棄風棄光”原因是“用不完、送不走”，即當?shù)刎摵尚?、源荷無法平衡，同時外送通道資源不足。配置儲能后，一是在發(fā)電高峰時段或負荷低谷期時“充電”、在發(fā)電低谷時段或負荷高峰期“放電”，通過“能量搬移”手段起到“峰谷平移”的作用，減少新能源電站“棄風棄光”損失；二是當輸送能量大于上級電網(wǎng)容量時充電存儲能量，輸送能量減小時放電，因此通過儲能可有效減緩輸電堵塞。
降低發(fā)電計劃偏差，是通過儲能裝置配合新能源功率預測系統(tǒng)，對給出的短期與超短期發(fā)電計劃偏差部分予以“充放電糾偏”，即通過儲能系統(tǒng)實時吸收或釋放電量、及時修正出力曲線，有利于新能源電站減免電網(wǎng)“兩個細則”考核罰款?！皟蓚€細則”即《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理實施細則》（側重義務輔助服務和補償）、《發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則》（側重并網(wǎng)管理和處罰）。
提供輔助服務，前提是新能源側儲能能夠接受電網(wǎng)調度，參與系統(tǒng)深度調峰、調頻，可減免電力輔助服務費用分攤并獲得相應補償收益。另外，新能源電站不是通過預留功率備用而是通過配置儲能具備一次調頻能力并接受調用考核，這無疑節(jié)省一次調頻改造的費用。一次調頻改造的原因是，當光伏、風電等新能源機組占比少，系統(tǒng)慣性可輕松控制頻率偏移的幅度；反之，如果光伏、風電等新能源機組占比較大，系統(tǒng)慣性就會不夠用，無法將電網(wǎng)的頻率控制在穩(wěn)定范圍內，也容易造成電網(wǎng)區(qū)域脫網(wǎng)等事故。因此《電力系統(tǒng)網(wǎng)源協(xié)調技術規(guī)范》（DL/T1870-2018）提出“新能源一次調頻技術指標”相關要求，通過保留有功備用或配置儲能設備，并利用響應的有功控制系統(tǒng)或加裝獨立控制裝置來實現(xiàn)一次調頻功能。各地方電網(wǎng)公司也下發(fā)專門文件，要求存量風電場、光伏電站進行一次調頻改造，新投產電站要具備一次調頻功能。
火儲聯(lián)合調頻，在傳統(tǒng)火電機組加裝儲能后，可縮短機組響應時間，提高調節(jié)速率及精度，顯著提升調頻綜合性能指標。儲能系統(tǒng)能給傳統(tǒng)火力發(fā)電機組帶來可觀的收益，一是能使機組運行更加平穩(wěn)、安全、可靠，機組的升降負荷速率及設備磨損大幅度降低；二是機組AGC調頻性能大幅提升，電廠輔助服務兩個細則考核減少，獎勵收入大幅增加。
用戶側
用戶側儲能主要收益方式主要為峰谷套利、需量電費管理、動態(tài)增容、需求側響應。
峰谷套利是目前用戶側儲能最主要的盈利方式。它通過晚上電網(wǎng)低谷時期為儲能電站充電，白天用電高峰時放電，來達到節(jié)約用電成本的目的。國家發(fā)改委發(fā)布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，要求系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4:1，其他地方原則上不低于3:1，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%。峰谷價差的拉大，為用戶側儲能大規(guī)模發(fā)展奠定了基礎，現(xiàn)階段一般峰谷電價差達到0.7元即可考慮其投資價值。
需量電費管理，依靠能量管理可準確識別尖峰負荷，并向電池發(fā)出調度，儲能系統(tǒng)可釋放功率抵消尖峰負荷沖擊。我國工業(yè)用戶大多執(zhí)行兩部制電價，按壓器容量或者最大負荷收取電費，假如一個廠區(qū)一個月大多數(shù)用電負荷在1-10MW之間，偶爾最大達到了10MW，那這個月便按10MW計算，大大增加了用電成本。如果廠區(qū)安裝了儲能電站，就可以在用電高峰時放電給負載，控制好廠區(qū)的最大需求，達到降低電費的作用。
動態(tài)增容，是在特殊場合下，業(yè)主或建設企業(yè)的一種剛需，比如充電樁改造滿額運行，變壓器容量超額；再比如電氣化廚房改造，在下午7：00-9：00就餐高峰時段，變壓器超容。面對超容，傳統(tǒng)辦法是向電力公司提出靜態(tài)擴容申請。靜態(tài)增容是指向電力公司申請換大的變壓器，但這種方式非常昂貴，例如擴容費在5000-10000元/kW，擴容100kW，需要50萬的費用。另外一種是動態(tài)擴容，通過加裝儲能系統(tǒng)來實現(xiàn)容量擴增，可節(jié)省較高費用。
需求側響應，是指通過分時電價等市場價格信號或資金補貼等激勵機制，引導鼓勵電力用戶主動改變原有電力消費模式的市場參與行為，以促進電力供需平衡，保障電網(wǎng)穩(wěn)定運行。目前江蘇、上海、河南、山東、冀北等地均啟動了電力需求響應市場，補貼費用=有效響應電量×補貼標準×響應系數(shù)，削峰、填谷的補貼標準一般為數(shù)元/度。
投資收益評價
按照成本、收益對項目進行分析計算后，可使用多個財務指標對項目進行評價，財務指標越好，項目盈利能力越強。初步判斷項目可行性可計算凈現(xiàn)值、內部收益率、動態(tài)投資回收期三個核心指標。當凈現(xiàn)值≥0，內部收益率≥基準收益率，動態(tài)投資回收期≤基準動態(tài)投資回收期，三個指標都滿足時，可認為項目具有可行性
內部收益率，是資金流入現(xiàn)值總額與資金流出現(xiàn)值總額相等、凈現(xiàn)值等于零時的折現(xiàn)率。也即當凈現(xiàn)值公式中NPV=0時，折現(xiàn)率i即為內部收益率FIRR，可用插值法求得。
動態(tài)投資回收期，動態(tài)投資回收期是指在考慮貨幣時間價值的條件下，以投資項目凈現(xiàn)金流量的現(xiàn)值抵償原始投資現(xiàn)值所需要的全部時間。動態(tài)投資回收期計算方法是項目從投資開始起，到累計折現(xiàn)現(xiàn)金流量等于0時所需的時間。
基準收益率，也稱基準折現(xiàn)率，是企業(yè)或行業(yè)或投資者以動態(tài)的觀點所確定的、可接受的投資項目最低標準的收益水平，即選擇特定的投資機會或投資方案必須達到的預期收益率。
小結
本文從儲能電站本身分析了投資收益的影響要素，對獨立的儲能電站可直接參考。但同時儲能也可能作為一個元素形成“源網(wǎng)荷儲”、“風光儲”等綜合系統(tǒng)，對全系統(tǒng)的投資分析將變得復雜，此時整體方案的規(guī)劃或設計對提高收益率顯得非常重要。對于這樣的綜合系統(tǒng)，也可采用本文的分析要素，通過方案優(yōu)化達到項目高收益的目標。
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