風力發電作為新能源的第一大發電主力，面臨著一大瓶頸就是棄風限電問題。儲能就是伴隨新能源快速發展的契機下，由于其能改善電能質量，吸納棄風棄光電量的優勢得到新能源業內的重視，電力投資企業、電網公司等對儲能電站的關注也達到了空前熱度。但是儲能作為新能源發展的支撐技術，現階段由于其高成本及相關技術水平的不完善，仍舊未進入商業化發展。政府、投資主體、社會、研究機構都非常關注儲能現階段發展的經濟性。目前國內有對風電場儲能電站的經濟性研究缺乏針對性和具體性，本文就是基于這種需求，以全國風電四類電價區作為基礎，全面分析儲能與風電結合的收益情況，并分析相關經濟性數據，給出建議。

1 儲能系統投資成本

1.1 儲能電池的成本

將目前儲能電站這幾種主流電池類型的成本壽命參數匯總整理見表1所示。鉛碳電池的循環次數、度電成本、能量效率、安全性等指標較為優秀，但是存在一定的環境風險;鋰電池的能量密度大、能效效率高、資源豐富，適用于大規模的儲能應用，缺點是度電成本高、存在報廢污染問題。全釩液流電池的循環次數最高，可以達到風電的全壽命周期不更換電池，但是其受技術發展限制，目前成本較高、占地面積大，僅限于研究示范項目應用;鈉硫電池的系統成本高，但有時是制備工藝簡單，電站運行基本免維護。總體看，儲能電站以鋰電池和鉛碳電池占有絕對比例，更適宜現階段在我國的應用。

表1 幾種主要儲能電池成本及參數

1.2 儲能電站的成本構成

儲能系統的構成主要包括電池單元，電池管理系統(BMS)、能量轉換系統(PCS)，中央控制系統。儲能系統由儲能變流器(PCS)、蓄電池儲能單元、蓄電池管理系統(BMS)和預裝式集裝箱組成。各單元投資比例如圖1：

圖1 儲能電站投資成本構成圖

2 風電場儲能電站經濟性分析前置工作

2.1 問題的提出

針對風電產儲能電站項目及投資者及政策制定以及相關方關注的方面，總結出幾個問題，作為本文主要解決的問題，一共有三個方面：

(1)不考慮限電的情況下，風電場在2018年的風力發電標桿電價下的收益如何?

(2)在限電10%情況下，風電場在2018年的風力發電標桿電價下的收益如何?

(3)風電場加入儲能系統經濟性提高還是降低?相差多少?

2.2 測算條件

a.風電年可利用小時數按照資源情況結合項目庫情況整理取值;

b.容量配置：風電場規模為50MW;

c.儲能發電：四類電價區均按照10%限電量配置相應容量儲能系統;

d.所限電量全部為儲能系統充電;

e.儲能系統發電量按照當地風力發電標桿上網電價上網;

f. 電池在風電場運營周期更換一次。

2.3 電價

本文按照2018年的新建陸上風電場標桿電價(見表2)進行風電滿發收益的測算。

表2風電標桿電價表

3 Ⅰ類電價區測算

根據風資源情況分析，結合對120多個已有項目的數據庫統計，Ⅰ類電價區的滿發小時數在2600h～3100h之間。發電量的估算：按照均值2600h測算容量;50MW的單個風電場項目，估算年發電量為130000MWh;儲能年發電量=130000MWh×10%=13000MWh(10%的限電量用來儲能);通過測算，結果匯總如表3所示：

表3 Ⅰ類電價區經濟指標測算匯總

注：投資回收期、全部投資內部收益率為所得稅稅前值，限電量為風電滿發的10%

投資在7000元/kW時，風電場儲能電站的自有資金內部收益率范圍在4.43%-9.55%之間，全部投資內部收益率(所得稅前)在5.48%-7.43%之間，投資回收期(所得稅前)在11.06-12.85年之間;投資在9000元/kW時，風電場儲能電站的自有資金內部收益率范圍在-2.97%-3.08%之間，全部投資內部收益率(所得稅前)在3.07%-4.96%之間，投資回收期13.41-15.90年之間。整體而言，在Ⅰ類電價區，有少部分資源較好的地區，風電場儲能電站的全投資內部收益率大于8%，可以達到行業基準收益要求。

目前的成本和電價條件下，從測算的經濟性角度出發，經濟性欠佳;投資成本越低、資源越好，加儲能系統對收益的影響越大。

4 Ⅱ類電價區測算

Ⅱ類電價區的滿發小時數在2300h-2900h之間。通過測算，經濟性指標匯總結果匯總如表4所示：

表4Ⅱ類電價區經濟指標測算匯總

注：投資回收期、全部投資內部收益率為所得稅稅前值，限電量為風電滿發的10%

目前的成本和電價條件下，Ⅱ類電價區的風電場儲能電站經濟性欠佳;儲能對投資、資源比較敏感;投資較高時，是否增加儲能對總體收益的影響相對小。

5 Ⅲ類電價區測算

Ⅲ類電價區的滿發小時數在2200h-2800h之間，經過測算，其相關經濟性指標參數結果匯總如表5所示：

表5 Ⅲ類電價區經濟指標測算匯總

注：投資回收期、全部投資內部收益率為所得稅稅前值，限電量為風電滿發的10%

投資在7000元/kW時，風電場儲能電站的自有資金內部收益率范圍在7.78%-16.27%之間，全部投資內部收益率(所得稅前)在6.76%-9.73%之間，投資回收期 (所得稅前)在9.47-11.63年之間;投資在9000元/kW時，風電場儲能電站的自有資金內部收益率范圍在0.45%-8.28%之間，全部投資內部收益率(所得稅前)在4.13%-6.96%之間，投資回收期12.26-14.41年之間。

在能控制總成本的條件下，加入儲能設備有些資源區是可以滿足全投資8%收益率、資本金12%的要求的;通過數據對比，Ⅲ類電價區的收益情況要好于Ⅰ類電價區和Ⅱ類電價區。

(1)資源越好，相差越大，投資越高，相差越小;

(2)說明在能控制總成本的條件下，加入儲能設備有些資源區是可以滿足全投資8%收益率、資本金12%的要求的。

6 Ⅳ類電價區

Ⅳ類電價區的25年平均滿發小時數為1700h-2300h。經計算經濟性指標參數結果匯總如表6所示：

表6 Ⅳ類電價區經濟指標測算匯總

注：投資回收期、全部投資內部收益率為所得稅稅前值，限電量為風電滿發的10%

Ⅳ類區成本越高，加入儲能引起的收益下降越小;儲能的應用范圍在Ⅳ類區變大;投資較高時，是否增加儲能對總體收益的影響相對小。

7 結果對比分析

我們將各類電價區的全投資內部收益率(稅前)指標放在一起進行對比分析，見表7所示：

表7 四類電價去收益對比表

通過分析可以得出，儲能項目試點可以考慮在除Ⅰ類區外的風資源較好、成本較低的地區。收益率全投資可以達到8%;找風電場投資相對較低的電站配建儲能。

在10%限電的情況下加儲能全投資內部收益率(稅前)下降對比如表8所示：

表8風電10%限電加儲能引起收益下降值

可以看出，Ⅳ類區限電后是否加儲能對收益影響相對較小，更適合配建儲能電站。

8 結論

通過測算分析，可以得出如下結論：

(1)風電場儲能電站項目總體經濟性欠佳，不能給風電場帶來更多收益，但隨著技術進步成本下降，未來可能會利用儲能系統有效緩解現階段限電帶來的影響;

(2)儲能項目試點可以考慮在除Ⅰ類區外的風資源較好、成本較低的地區;

(3)Ⅳ類區限電后是否加儲能對收益影響相對較小、適合試點的地區;

(4)如果管理方法先進，有效控制成本，可以考慮加入儲能設備進行示范。

儲能系統市場雖然有逐漸擴大的現象，現階段系統成本仍高，補助機制尚未完善，難以形成真正的商業化市場。目前的合作模式有風電企業自建儲能設備，或儲能電池廠家自建儲能設備，風電場從儲能廠家購電再上網。風電投資企業與儲能電池廠家需探索更多合作模式，實現項目盈利。