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導讀：退役動力蓄電池梯次利用于電力儲能領域是行業內正在示范的重要應用方向之一，在技術可行性可實現性強的基礎上，經濟性成為支撐該場景可持續發展的重要因素。本此研究，通過結合實際工程案例和有關研究結論，建立儲能場景的投資回報周期測算方式，并得出0.8-8MW級別儲能系統在削峰填谷運營下的投資回報周期約為2-7.5年。
一般情況下，當動力電池放電容量低于初始容量的80%時，將導致出現續航里程下降性能問題，降低車輛使用體驗，此時動力電池將從車上退役進入綜合利用階段。按照“先梯級利用，后資源化利用”的資源最大化使用原則，退役動力電池的梯級利用被認為具有顯著的社會經濟效益，已在各種場景有應用示范實例。
在電力儲能場景，電化學儲能技術成熟，2019年，其累計裝機規模約為1072.7MW，突破GW大關。隨著儲能電池使用規模不斷增加，以退役動力電池來替代傳統的鉛酸電池和儲能鋰電池，對解決循環壽命低、電池購置成本高等問題將起到積極作用。本次研究，通過構建投資回報周期測算模型，充分使用調研數據、已有案例和研究結論，分別選取大小兩種規模的MW級儲能系統，以削峰填谷作為收益來源，得出其投資回報周期為2-7.5年，顯示出應用于用戶側的削峰填谷儲能系統容量越小則越具有顯著的投資回報優勢。
一、投資回報周期測算模型
（一）投資回報周期測算基礎模型。以投入成本和收益達到平衡的時間，作為投資回報周期，即：初始投資建設成本+系統運營成本*時間=收益*時間，測得的時間值為投資回報周期。
（二）本次研究投資回報周期測算基礎模型。初始投資建設成本（設為C）有以下3方面構成：電池成本（設為C電池）、運輸成本（設為C運輸）、系統構架成本（設為C構架）。系統運營成本有以下2方面構成：充電電費支出（設為C充電）和系統運維成本（設為C運維）。收益來源可包含2方面：削峰填谷下的電價差收益（設為P電價差）和需量電費收益（設為P需量）。綜上，投資回報周期（設為T）測算模型為C電池+C運輸+C構架+C運維×T=（P電價差+P需量）×T。本次研究在投資回報周期內，對系統設備折舊不作考慮，儲能用電池更換費用計入運維成本支出中，詳細成本和收益項目構成如圖1所示。
二、測算分析
以退役磷酸鐵鋰電池作為儲能介質，分8MWh和0.8MWh兩種大小規模的儲能系統，用戶側移峰填谷獲取電價差收益的儲能應用方式為例，進行投資回報周期測算。
（一）8MWh（1MW×8h）電力儲能系統投資回報周期測算
1.成本支出測算
（1）初始投資建設成本
電池成本。由購置成本和篩選重組成本兩部分組成。根據市場調研，市場上每Wh廢舊磷酸鐵鋰電池購買價格約為0.1元。按退役動力電池篩選合格率90%，支持8MWh系統有效電量，則需購買約9MWh退役動力電池，其中篩選后淘汰的廢舊動力電池按購進賣出處理，不產生收支考慮。計算得電池購置成本（C電池購置）約為90萬元。電池篩選重組成本主要包括人工、測試設備折舊、電費成本支出費用等，本此研究視為一類費用支出，按已有研究結果數據，每MWh約需22.2萬元，則9MWh廢舊電池的該項支出約為199.8萬元。綜上，電池成本（C電池）合計為289.8萬元。
運輸成本。按已有研究結果數據，每MWh約支出需2.2萬元，則9MWh廢舊電池的該項支出（C運輸）約為19.8萬元。
系統構架成本。按已有研究結果數據，8MWh儲能系統的配電設備支出約需544萬元、監控系統支出約需80萬元、電池箱支出約需192萬元、電池柜支出約需104萬元、建筑工程費用（房屋建設和土地使用成本）支出約需816萬元。綜上，系統構架成本（C構架）約需1736萬元。
由此三項成本加和，可得使用退役磷酸鐵鋰電池構成的8MWh儲能電站系統初始投資建設成本需要2045.6萬元。考慮到充放電成本收入與工況的關聯性，將系統充電成本（C充電）置于收益中進行測算。
（2）系統運維成本。系統的運維成本包括檢修費用、備品備件購置費、保險費以及管理費用，本次研究視為一類費用支出，按已有研究結果數據，每MWh年需約4.4萬元，則8MWh儲能系統的該項支出年約35.2萬元。
2.削峰填谷收益
我國對大工業用電執行的兩部制電價制度，因此，收益來源于電價差的電度電費收益和基本電費收益2部分。其中電度電費收益，以北京市地區執行的郊區非居民大工業35千伏用電電度電價作為基礎，即谷值充電電價為0.3446元/KWh，峰值時段放電電價為0.9484元/KWh。每年按320個工作日，每天24h工作循環作為系統工況，測得每個工作日充電電費約為2.2萬元，放電收益電費約為3萬元，則每個工作日電價差收益約為0.8萬元。每個工作日儲能系統工況和充放電收益情況如表1所示。
其中需量電費收益，以北京市地區執行的郊區非居民大工業用電35千伏基本電價作為基礎，即最大需量電價48元/KW·月，即基本電價×計費容量（計費容量是用電用戶契約合同最大需量申報值，申報值可在原合同基礎上遞減到儲能系統承擔的功率值）。則本次研究的1000KW系統可降低計費容量幅度為1000KW，基本電價收益則為申報遞減幅度×基本電價，即1600元/天。綜上，8MWh儲能系統每個工作日收益為0.96萬元，即年收益為307萬元。
3.投資回報周期
將以上測得成本和收益情況，代入C電池+C運輸+C構架+C運維×T=（P電價差+P需量）×T，即289.8+19.8+1736+35.2×T=307×T，得T為7.5。由此可知，使用退役磷酸鐵鋰電池構成的8MWh儲能電站系統投資回報周期約為7.5年。
（二）0.8MWh（0.2MW×4h）儲能系統投資回報周期測算
主要差異為由于系統容量下降導致初始投資建設成本對應下降，按照儲能系統功率類別，將電價測算基礎由北京市地區執行的郊區非居民大工業用電調整為一般工商業用電類別，測算充電電費和放電收益。
1.成本支出測算
（1）初始投資建設成本。參照8MWh儲能系統所需電池成本進行測算，對應電池購置和篩選重組成本下降（C電池）26.5萬元，運輸成本對應支出（C運輸）約為1.6萬元，系統構架成本對應支出（C構架）約為173.6萬元。由此三項成本加和，可得使用退役磷酸鐵鋰電池構成的0.8MWh儲能電站系統初始投資建設成本需要201.7萬元。系統充電成本（C充電）在收益中進行測算。
（2）系統運維成本。參照8MWh儲能系統所需電池成本進行測算，對應支出年約3.5萬元。
2.削峰填谷收益
我國對一般工商業用戶只收取電度電費，收益來源只來自于電價差的電度電費收益。以北京市地區執行的郊區非居民一般工商業20千伏用電電度電價作為基礎，即谷值充電電價為0.3488元/KWh，峰值時段放電電價為1.3612元/KWh。每年按320個工作日，每天24h工作循環作為系統工況，測得每個工作日充電電費約為0.11萬元，放電收益電費約為0.44萬元，則每個工作日電價差收益約為0.32萬元，則系統年收益為102.4萬元。每個工作日儲能系統工況和充放電收益情況如表2所示。
3.投資回報周期
將以上測得成本和收益情況，代入C電池+C運輸+C構架+C運維×T=P電價差×T，即26.5+1.6+173.6+3.5×T=102.4×T，得T為2。由此可知，使用退役磷酸鐵鋰電池構成的0.8MWh儲能電站系統投資回報周期約為2年。
三、總結
本次研究以實際工程案例和有關研究結論為基礎，對儲能電站系統建設運營過程的投入和產出情況進行縱向分析，得出MW級別兩類不同容量規模的系統投資回報周期情況，顯示出小儲能電站系統具有明顯的投資回報優勢。
一般情況下，當動力電池放電容量低于初始容量的80%時，將導致出現續航里程下降性能問題，降低車輛使用體驗，此時動力電池將從車上退役進入綜合利用階段。按照“先梯級利用，后資源化利用”的資源最大化使用原則，退役動力電池的梯級利用被認為具有顯著的社會經濟效益，已在各種場景有應用示范實例。
在電力儲能場景，電化學儲能技術成熟，2019年，其累計裝機規模約為1072.7MW，突破GW大關。隨著儲能電池使用規模不斷增加，以退役動力電池來替代傳統的鉛酸電池和儲能鋰電池，對解決循環壽命低、電池購置成本高等問題將起到積極作用。本次研究，通過構建投資回報周期測算模型，充分使用調研數據、已有案例和研究結論，分別選取大小兩種規模的MW級儲能系統，以削峰填谷作為收益來源，得出其投資回報周期為2-7.5年，顯示出應用于用戶側的削峰填谷儲能系統容量越小則越具有顯著的投資回報優勢。
一、投資回報周期測算模型
（一）投資回報周期測算基礎模型。以投入成本和收益達到平衡的時間，作為投資回報周期，即：初始投資建設成本+系統運營成本*時間=收益*時間，測得的時間值為投資回報周期。
（二）本次研究投資回報周期測算基礎模型。初始投資建設成本（設為C）有以下3方面構成：電池成本（設為C電池）、運輸成本（設為C運輸）、系統構架成本（設為C構架）。系統運營成本有以下2方面構成：充電電費支出（設為C充電）和系統運維成本（設為C運維）。收益來源可包含2方面：削峰填谷下的電價差收益（設為P電價差）和需量電費收益（設為P需量）。綜上，投資回報周期（設為T）測算模型為C電池+C運輸+C構架+C運維×T=（P電價差+P需量）×T。本次研究在投資回報周期內，對系統設備折舊不作考慮，儲能用電池更換費用計入運維成本支出中，詳細成本和收益項目構成如圖1所示。
二、測算分析
以退役磷酸鐵鋰電池作為儲能介質，分8MWh和0.8MWh兩種大小規模的儲能系統，用戶側移峰填谷獲取電價差收益的儲能應用方式為例，進行投資回報周期測算。
（一）8MWh（1MW×8h）電力儲能系統投資回報周期測算
1.成本支出測算
（1）初始投資建設成本
電池成本。由購置成本和篩選重組成本兩部分組成。根據市場調研，市場上每Wh廢舊磷酸鐵鋰電池購買價格約為0.1元。按退役動力電池篩選合格率90%，支持8MWh系統有效電量，則需購買約9MWh退役動力電池，其中篩選后淘汰的廢舊動力電池按購進賣出處理，不產生收支考慮。計算得電池購置成本（C電池購置）約為90萬元。電池篩選重組成本主要包括人工、測試設備折舊、電費成本支出費用等，本此研究視為一類費用支出，按已有研究結果數據，每MWh約需22.2萬元，則9MWh廢舊電池的該項支出約為199.8萬元。綜上，電池成本（C電池）合計為289.8萬元。
運輸成本。按已有研究結果數據，每MWh約支出需2.2萬元，則9MWh廢舊電池的該項支出（C運輸）約為19.8萬元。
系統構架成本。按已有研究結果數據，8MWh儲能系統的配電設備支出約需544萬元、監控系統支出約需80萬元、電池箱支出約需192萬元、電池柜支出約需104萬元、建筑工程費用（房屋建設和土地使用成本）支出約需816萬元。綜上，系統構架成本（C構架）約需1736萬元。
由此三項成本加和，可得使用退役磷酸鐵鋰電池構成的8MWh儲能電站系統初始投資建設成本需要2045.6萬元。考慮到充放電成本收入與工況的關聯性，將系統充電成本（C充電）置于收益中進行測算。
（2）系統運維成本。系統的運維成本包括檢修費用、備品備件購置費、保險費以及管理費用，本次研究視為一類費用支出，按已有研究結果數據，每MWh年需約4.4萬元，則8MWh儲能系統的該項支出年約35.2萬元。
2.削峰填谷收益
我國對大工業用電執行的兩部制電價制度，因此，收益來源于電價差的電度電費收益和基本電費收益2部分。其中電度電費收益，以北京市地區執行的郊區非居民大工業35千伏用電電度電價作為基礎，即谷值充電電價為0.3446元/KWh，峰值時段放電電價為0.9484元/KWh。每年按320個工作日，每天24h工作循環作為系統工況，測得每個工作日充電電費約為2.2萬元，放電收益電費約為3萬元，則每個工作日電價差收益約為0.8萬元。每個工作日儲能系統工況和充放電收益情況如表1所示。
其中需量電費收益，以北京市地區執行的郊區非居民大工業用電35千伏基本電價作為基礎，即最大需量電價48元/KW·月，即基本電價×計費容量（計費容量是用電用戶契約合同最大需量申報值，申報值可在原合同基礎上遞減到儲能系統承擔的功率值）。則本次研究的1000KW系統可降低計費容量幅度為1000KW，基本電價收益則為申報遞減幅度×基本電價，即1600元/天。綜上，8MWh儲能系統每個工作日收益為0.96萬元，即年收益為307萬元。
3.投資回報周期
將以上測得成本和收益情況，代入C電池+C運輸+C構架+C運維×T=（P電價差+P需量）×T，即289.8+19.8+1736+35.2×T=307×T，得T為7.5。由此可知，使用退役磷酸鐵鋰電池構成的8MWh儲能電站系統投資回報周期約為7.5年。
（二）0.8MWh（0.2MW×4h）儲能系統投資回報周期測算
主要差異為由于系統容量下降導致初始投資建設成本對應下降，按照儲能系統功率類別，將電價測算基礎由北京市地區執行的郊區非居民大工業用電調整為一般工商業用電類別，測算充電電費和放電收益。
1.成本支出測算
（1）初始投資建設成本。參照8MWh儲能系統所需電池成本進行測算，對應電池購置和篩選重組成本下降（C電池）26.5萬元，運輸成本對應支出（C運輸）約為1.6萬元，系統構架成本對應支出（C構架）約為173.6萬元。由此三項成本加和，可得使用退役磷酸鐵鋰電池構成的0.8MWh儲能電站系統初始投資建設成本需要201.7萬元。系統充電成本（C充電）在收益中進行測算。
（2）系統運維成本。參照8MWh儲能系統所需電池成本進行測算，對應支出年約3.5萬元。
2.削峰填谷收益
我國對一般工商業用戶只收取電度電費，收益來源只來自于電價差的電度電費收益。以北京市地區執行的郊區非居民一般工商業20千伏用電電度電價作為基礎，即谷值充電電價為0.3488元/KWh，峰值時段放電電價為1.3612元/KWh。每年按320個工作日，每天24h工作循環作為系統工況，測得每個工作日充電電費約為0.11萬元，放電收益電費約為0.44萬元，則每個工作日電價差收益約為0.32萬元，則系統年收益為102.4萬元。每個工作日儲能系統工況和充放電收益情況如表2所示。
3.投資回報周期
將以上測得成本和收益情況，代入C電池+C運輸+C構架+C運維×T=P電價差×T，即26.5+1.6+173.6+3.5×T=102.4×T，得T為2。由此可知，使用退役磷酸鐵鋰電池構成的0.8MWh儲能電站系統投資回報周期約為2年。
三、總結
本次研究以實際工程案例和有關研究結論為基礎，對儲能電站系統建設運營過程的投入和產出情況進行縱向分析，得出MW級別兩類不同容量規模的系統投資回報周期情況，顯示出小儲能電站系統具有明顯的投資回報優勢。
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