戶用分布式光伏-儲能系統(tǒng)經濟性分析

孫亞娟，焦鏡澤

（云南省宏觀經濟研究院，云南 昆明 650041）

中國一直積極推動全球氣候治理，并不斷提高自主貢獻力度。第75屆聯(lián)合國大會上中國政府提出“雙碳”目標，并在2020年全球氣候峰會宣布：到2030年中國碳排放強度相較2005年下降65%以上，風電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12億kW以上[1]。截至2022年3月，風光發(fā)電總裝機容量約6.6億kW（光伏為3.2億kW），為達成12億kW目標未來仍須大力發(fā)展光伏發(fā)電。近些年我國積極扶持光伏產業(yè)發(fā)展，如今光伏制造規(guī)模、裝機規(guī)模、發(fā)電量和光伏效率均居世界首位。而分布式發(fā)電因其投資小、建設快等特性應用場景比集中式更廣，2016年以來分布式發(fā)電并網容量逐年增長，到2021年底在全國光伏并網容量中占比已達35.13%。盡管太陽能是可持續(xù)清潔能源，但光伏出力因天氣、日照等因素具備隨機性、波動性。光伏發(fā)電并網會引起電壓閃變、諧波污染、保護裝置失靈等危害，影響電力系統(tǒng)電能質量和安全穩(wěn)定運行[2]。增加儲能系統(tǒng)，通過儲能電池調節(jié)平抑光伏輸出功率波動，可緩解并網時對電網運行的沖擊，同時通過儲放電進一步提高光能利用率。國內已有多個省市發(fā)布政策文件，要求新能源按比例配置儲能設施。以云南省為例，要求新能源場站具備一次調頻功能，配置5%～20%儲能。未來分布式光伏-儲能系統(tǒng)將成為分布式能源發(fā)展的主流模式[3]。

目前對光伏-儲能系統(tǒng)的研究，技術層面主要是儲能容量優(yōu)化配置及控制策略[4]。經濟效益評估方面，文獻[5]基于動態(tài)規(guī)劃方法推導出全年充放電優(yōu)化控制策略，并以此分析了不同電力定價方案下儲能系統(tǒng)變量對光伏-儲能系統(tǒng)經濟性的影響。文獻[6]分析了3個分布式光伏發(fā)電項目不同并網電量在總發(fā)電量占比和不同補貼模式下的收益組成、經濟效益以及環(huán)境效益。文獻[7]以居民用戶和企業(yè)用戶為研究對象，探討用戶不同用電模式、有無儲能系統(tǒng)對光伏用戶直接收益的影響。文獻[8]建立光伏-儲能系統(tǒng)成本收益經濟模型、全生命周期碳排放和能源分析模型，分析增加儲能系統(tǒng)后的經濟-碳排放-能源特征，為制定光伏-儲能系統(tǒng)發(fā)展策略提供科學支持。

光伏發(fā)電并網補貼政策變化、光伏及儲能行業(yè)技術更迭導致的成本變化影響著分布式光伏-儲能系統(tǒng)的經濟效益。根據最新光伏并網政策，自2021年全國取消光伏發(fā)電并網補貼。本文以云南省某縣家庭用戶為研究對象，基于無政府補貼背景，建立系統(tǒng)全生命周期成本收益評估模型，為戶用分布式光伏-儲能發(fā)電項目投資提供參考。

1 光伏-儲能系統(tǒng)經濟性評估分析

1.1 成本模型

本文參考文獻[8]的研究方法，構建光伏儲能系統(tǒng)建設安裝—運行維護—退役整個周期的成本收益經濟模型。

1.1.1 系統(tǒng)投資總成本

式中：CI為初始投資成本，元；COM為維護更換成本，元；CR為退役成本，元。

系統(tǒng)初始投資費用：CI=PaEPV+VEBSS。其中：式中：Pa為光伏組件峰值功率，W；EPV為光伏單位容量成本，元/W；V為儲能電池容量，kWh；EBSS為儲能單位容量成本，元/kWh；VN為夜間用電量；D為電池放電效率；Ω為能量轉換效率；ξ為放電深度。

設備維護更換成本：COM=25(OPV+OBSS)+ERC。式中：OPV為光伏系統(tǒng)年均維護成本；OBSS為儲能系統(tǒng)年均維護成本；ERC為系統(tǒng)更換成本。

設備退役成本：CR=βCI。式中：β為退役成本系數。

1.1.2 系統(tǒng)收益模型

1.1.3 經濟性評估指標

采用靜態(tài)投資回收期（Pt）和項目總收益分析光伏儲能系統(tǒng)經濟收益。Pt是不考慮金錢時間價值的情況下凈現(xiàn)金流累計等于零時的年份[9]。

式中：N為累計凈現(xiàn)金流量第一次出現(xiàn)正值的年份，年；C N為第N年初尚未收回的投資，元；A N為第N年凈現(xiàn)金流量，元。

2 案例分析

2.1 用戶系統(tǒng)概況

以云南某縣年用電4500 kWh農戶為研究對象，根據云南調查年鑒，農村常住居民家庭耐用品電視機、洗衣機、電冰箱、手機、取暖器等常用品類及使用習慣，估算無儲能光伏發(fā)電系統(tǒng)農戶每日自用4 kWh，增加儲能系統(tǒng)可自用11 kWh，基本覆蓋農戶每日用電量，剩余需電量從電網公司購買。根據儲能電池容量配置公式，電池需求容量為10 kWh。

2.2 光伏-儲能系統(tǒng)性能參數

以10 kW-10 kWh多晶硅-鈉離子儲能發(fā)電系統(tǒng)為研究案例，系統(tǒng)參數如表1。

表1 光伏-儲能系統(tǒng)參數

云南省太陽能資源屬二類地區(qū)，太陽輻射總量為1527 kWh/m2，10 kW裝機容量首年理論發(fā)電量是12200 kWh。儲能電池選擇低成本、長壽命、高安全、高能量密度的鈉離子電池。在系統(tǒng)整個生命周期內，光伏系統(tǒng)的逆變器更換2次，匯流箱更換1次，計量裝置更換1次，儲能電池更換2次。光伏組件回收價格為初始價格的40%[10]，其余設備回收按會計準則計提。

云南省戶用電價如表2所示。云南省光伏發(fā)電并網電價為0.3458元/kWh。

表2 云南省戶用電價

2.3 結果分析討論

10 kW-10 kWh多晶硅-鈉離子光伏儲能發(fā)電系統(tǒng)投資成本組成由表3所示，無儲能光伏系統(tǒng)初始投資占總投資比重67.67%、設備維護占16.9%、設備更換占15.46%。安裝儲能電池會增加11.43%的初始投資、17.14%的維護成本和一倍的更換成本。

表3 10 kW-10 kWh多晶硅-鈉離子儲能發(fā)電系統(tǒng)投資成本

儲能電池單位容量成本變化對光伏-儲能系統(tǒng)年凈收益影響如圖1所示。無儲能系統(tǒng)首年凈收益為-35350元，系統(tǒng)退役時總收益為32468元；儲能成本200元/kWh首年凈收益為-37380元，系統(tǒng)退役時總收益為48083元；儲能成本400元/kWh首年凈收益為-39410元，系統(tǒng)退役時總收益為41253元。項目靜態(tài)投資回收期如圖2所示，分別是14.87、12.16、13.35年。安裝儲能系統(tǒng)會增加投資成本，但對比項目總收益和靜態(tài)回收期，當前鈉離子儲能電池市場價格背景下，無儲能系統(tǒng)已不具備經濟優(yōu)勢。用戶自用綜合電價高于上網電價，儲能系統(tǒng)增加了發(fā)電系統(tǒng)年收益。隨著儲能電池技術提升，儲能成本下降會繼續(xù)增加項目總效益。

圖1 儲能成本不同系統(tǒng)收益變化

圖2 不同儲能成本項目回收期

10 kWh儲能，不同光伏裝機規(guī)模對光伏-儲能系統(tǒng)收益影響及投資回收期如圖3所示。3個裝機規(guī)模的首年投資額依次相差17675元，最終項目收益以10 kW為比較基準，15 kW收益增加58.9%，20 kW增加117%；項目投資回收期均在12年以上，15 kW比10 kW短0.55年，20 kW比15 kW短0.26年。擴大安裝規(guī)模可增加項目收益總額和縮短投資回收期，但綜合考慮農戶對初始投資額的承受力、項目收益及投資回收年限，戶用安裝以15 kW規(guī)模為宜。

圖3 10 kWh儲能，不同裝機規(guī)模初始投資成本及投資回收期

3 結束語

通過計算案例模型，分析不同儲能成本和裝機規(guī)模情況下光伏-儲能系統(tǒng)的經濟收益，基于評估分析得到結論：以鈉離子儲能電池當前市場價格，無儲能光伏系統(tǒng)已不具備經濟優(yōu)勢；儲能電池容量不變，增加裝機規(guī)模會增加項目總收益并縮短投資回收期，但邊際效益逐漸降低，若農戶自建光伏-儲能發(fā)電系統(tǒng)，裝機規(guī)模15 kW綜合優(yōu)勢最高。

安裝儲能系統(tǒng)能最大程度實現(xiàn)光伏電力就地消納，余電并網可增加農戶經濟收益，應推進戶用分布式光伏-儲能系統(tǒng)開發(fā)?？紤]農戶經濟情況，高初始投資額會打擊用戶安裝積極性，應采取針對性激勵措施：對自用自建農戶，安裝儲能電池可領取一定補貼或考慮以項目售電收費權和項目資產為質押讓農戶獲得低息貸款；對一村或一縣光伏資源整合發(fā)展的情形，可引入合同能源管理公司，采用光伏設施作為農戶資產，農戶按初始投資份額分配收益等模式，實現(xiàn)集約開發(fā)建設和運營。積極探索“光伏+產業(yè)”利用，增加分布式光伏項目收益，降低用戶投資風險。