在实际工程中，通常将BESS分为电池、换流器、电池管理系统和监控系统等4个部分，并通过将其进行封装和集成，使其达到一定的安全防护等级，从而满足复杂和恶劣户外环境下持续运行的需求。

根据功率等级及放电持续时间，BESS大致能分为低压小容量、中压大容量和高压超大容量3种。

1)低压小容量BESS

一般直接接入400 V交流电网中，额定功率通常在500 kW及其以下，可放电持续时间一般不超过4 h，常用于低压微网电源、后备电源、电能质量治理、小型可再生能源并网等场合。

2)中压大容量BESS

将多个模块化BESS并联后再经升压设备接入中压配电网，其额定功率通常在10 MW及其以下，可放电持续时间一般不超过4 h，可用于较大型负荷的削峰填谷、备用电源，以及中压微电网的稳定控制和能量调度等场合。

3)高压超大容量BESS

额定功率在10 MW以上，其放电持续时间可达6 h，一般接入高压配电网，适用于削峰填谷、调峰调频电源及大型可再生能源并网等场合。

动态运行是指为了保证负荷和发电之间实时保持平衡，需要火电机组的输出根据调度的要求进行调整，而不是恒定地工作在额定输出状态。

BESS能够与火电机组进行协调运行，按照调度要求动态调整火电机组出力，并使其工作在接近经济运行状态下，提高机组的热效率减少碳排放。储能系统的应用能够减少动态运行对机组的损害，减少设备维护和更换设备的费用。

BESS的快速响应特性能够提高可再生能源的可调度性，提高电网对可再生能源的消纳能力，减少电力系统备用机组容量。

1)调频

频率是电能质量的关键指标之一，反映了有功功率和负荷之间的平衡关系。当系统中原动机的功率和负荷功率发生偏差时，系统频率随之发生变化。频率的偏差不利于用电和发电设备的安全、高效运行，甚至损害设备。BESS能够快速平衡有功功率和负荷，从而提高系统的调频能力。

2)调峰

电力系统发、输、配等环节的设备选型均必须满足高峰负荷的需求，实现电力生产、传输和消费的平衡。然而，由于高峰负荷仅在某一个较短的时段出线，在全年大部分时间中上述设备容量均处于冗余状态。因此，通过BESS降低系统的高峰负荷，能够一定程度上降低电力系统的设备容量，从而减少或延缓建设投资。

3)备用容量

备用容量指的是电力系统除满足预计负荷需求外，在发生事故时，为保障电能质量和系统安全稳定运行而预留的有功功率储备。备用容量可以随时被调用，并且输出负荷可调。通常来说，电力系统中的备用容量应该等于系统正常电力供应容量的15%～20%，但最小值应该等于系统中单机装机最大的机组容量。

目前，电网企业对特定用户采取分时电价，即将全天划分为高峰、平段和低谷等多个时段，每个时段对应不同的电价。因此，利用BESS，用户可以根据用电情况，在低谷时段充电、高峰时段放电，从而将峰期的电力需求转移到电价较低的时段，从而达到降低电费成本。

目前，在电网企业的电价政策中，向部分工商业用户收取电费包括基本电费和电度电费两部分。其中，基本电费是指按用户的最大用电功率或报装容量计价，电度电费则是按用户所用电度数计费。因此，通过BESS的应用，部分工商业用户可以降低其最大用电功率或报装容量，从而减少基本电费成本。

BESS能够作为备用电源，在外部电网故障时维持供电，从而提高用户供电可靠性。

BESS在延缓电网建设投资方面的收益主要体现在两方面。一方面是BESS在低谷充电、高峰放电，实际上相当于降低了电网的最高负荷，从而降低了电网一次性投资。另一方面，由于BESS保障了用户的供电可靠性，在某些情况下可减少为了提高用户供电可靠性而投入的电网建设成本。

分布式储能项目根据应用场景不同，分为用户侧储能，电网侧储能以及发电侧储能。不同场景下的对投资方，电网和社会三大类主体的综合成本效益有较大差别。不同场景下的效益计算如表1所示。

用户侧储能涉及的利益相关方较多，主要效益类型，效益主体和年效益计算方法如表2所示。

电网侧储能主要用于电网辅助服务以及削峰填谷延缓电网投资，储能参与辅助服务的市场的价格可依据2017年底出台南方区域《两个细则》测算，如表3所示。

发电侧储能主要应用于发电厂及新能源电厂，主要用于调节发电厂出力，提高设备利用小时数，如表4所示。

储能成本主要包括投资方、电网和社会成本，其中，投资成本及运维成本由投资方承担，用户侧储能会减少电网的高峰售电收益，同时充放电的损耗将会带来少量社会成本。用户侧、电网侧及发电侧的成本分析如下所示。

用户侧储能成本分析如表5所示。

电网侧的储能投资运维成本由电网方承担，其构成如表6所示。

发电侧的储能投资运维成本包括投资和运维成本，其构成如表7所示。

以深圳大鹏新区某分布式储能工程投资为例进行验证。用户在最大负荷日的负荷和电量曲线如图1所示。

图  1  用户典型日最大有功功率和电量曲线(2017年)

Figure 1.  Typical daily maximum active power and electricity curve in 2017

根据深圳的峰平谷时段划分，各时段的电量情况如表8所示。

利用储能微电网，在谷时和平时充电、高峰放电。假设储能低充高放有以下三种场景：

1)场景A：用电量大季节满充满放，谷期满充，峰期放电100%，平段满充，峰期放电100%。

2)情景B：用电量中等季节谷期满充，峰期放电70%，平段补电40%。

3)情景C：用电量小季节谷期满充，峰期放电50%，平段补电0%。

不同场景的收益表分析如表9所示。

考虑到年度4%的容量衰减，2018-2028年合计收益260万元，分年度情况如表10所示。

由于储能建设，供电区域可靠性增加，停电时间减少，可靠性供电收益一方面考虑多供电量带来的输配电效益，另一方面考虑多供电量带来的储能收益，可分别由下式得出：

式中：B_G为电网侧可靠性收益；B_u为用户侧可靠性收益；ΔQ为增供电量；P₁为输配电价；ΔP为低充高放电价差；G_DP为单位电量G_DP。

储能项目投产后，年停电时间减少25 h/户，供电区域平均负荷为120 kW，因此多供电量为1.320 MWh，项目周期内增收电费0.13万元/年，各年度可靠性收益如表11所示。

储能项目在低谷充电，高峰放电，可降低最高负荷40 kW，深圳地区平均单位容量成本为4 500元/kW，电网一次性投资减少约为36.00万元。摊分到10年约为3.6万元/年。

由于用户位于线路末端，为提高用户供电可靠性，按常规完善配电网架的技术方案需投资1 400万元。通过分布式储能系统在外部电网故障时为用户提供应急电源，相当于减少可靠性线路投资1 400万元，考虑线路折旧年限为30年，项目周期内可靠性线路投减少46.67万元/年。

可根据储能系统充电量、售电量计算充电点损耗增加电网收益，如下式所示：

式中：Q₁和Q₂分别为储能充电量和储能售电量。

本工程中，储能系统的年度充放电量分别为505 MWh和555 MWh，因此2018-2028年充放电损耗增加电网收益为0.893万元。

综合上述分析，本算例各项收益如表12所示：

根据我国现行的法律、法规、财税制度和电价政策，并结合国家发展改革委和建设部2006年联合发布的《建设项目经济评价方法与参数(第三版)》。国务院《关于固定资产投资项目试行资本金制度的通知》(国发〔1996〕35号)，项目全投资税后内部收益率为5.90%，净现值为-24.05万元，投资回收期为8.57年；资本金税后内部收益率为7.85%，净现值为6.67万元，投资回收期为9.99年，达到了7%以上的基准收益率，项目财务效益较好。

目前，利用智能电网技术提高电网建设的技术经济性，已经成为智能电网可持续发展的关键，尤其分布式储能系统项目，由于设备造价较高，对项目投资方的经济效益分析是此类项目得以实施和推广的前提。

用户侧分布式储能项目的综合效益往往涉及投资方、运营方、用户和监管部分等多个参与方，且与用户的负荷特性和储能系统运行策略密切相关，科学合理且便捷的综合效益评估方法已经成为分布式储能项目广泛开展的关键技术问题。

本文在分析不同类型分布式储能系统效益和成本组成的基础上，结合用户负荷曲线划分多个典型运行场景，对不同场景下各类项目资产的成本、功能、效益、相关方进行映射，最终按照项目的内部运作机制和外部市场机制分析其综合效益效益。实际算例的计算分析表明，本文所提出的综合效益评价方法准确有效，为分布式电池储能项目投资运营模式及技术方案的决策提供方法支持。