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目前，由于分布式储能技术的日趋成熟，以及其在削峰填谷、提高可再生能源消纳能力，以及提高电网设备利用效率方面的优势，分布式电池储能系统(Battery Energy Storage System，BESS)得到业界的广泛关注。与此同时，在电力体制改革的背景下，社会资本参与增量配电投资，使用户侧的分布式储能系统成为电力系统中直面社会竞争的环节，各类试点示范项目相继投运。然而，目前国内的试点项目普遍存在片面追求规模效应的情况，忽略了有效资产和技术经济性，严重影响了这些项目的可推广性。
为此，必须制定一套适用于分布式储能项目的综合效益评估体系和评价方法，从经济、社会效益、技术等方面进行综合效益进行评估，从而既可辅助投资者的决策，亦可对建设中及已建成项目做事后评价，为项目后续建设优化与经验推广提供有效支撑。
目前，国内外主要从经济效益、节能效益、环境效益、社会效益等方面开展项目的综合效益。文献[1]分析了智能电网项目中不同相关方的经济效益，但尚未考虑储能系统的运行方式及相关的投资和成本。文献[2,3,4]研究了智能电网的项目投资方式和建设模式对供电企业的主要影响，主要包括投资、运行、维护和设备折旧等方面的成本以及用户参与需求响应的收益，但并未涉及环保和节能等方面的社会效益。文献[5]提出了智能电网项目效益的评价方法QPA。该方法对智能配电网各组成元素的功能和效益进行量化分析，构建了智能配电网的成本效益模型，以此评估经济效益和环境效益，但其以增量分析为主，对新建智能配电网效益分析适用性不强，且效益评价未区分相关方，无法给各方做决策。
为此，本文针对QPA方法的不足，着重从环境影响、社会影响和产业影响等方面，区分利益相关方及远近期效益，并结合定量分析与定性分析，实现可靠性、技术经济和社会环保等不同方面效益的综合评价，从而对分布式储能项目的综合效益进行多维度的全面评价。
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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。
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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。
1.1 系统组成
1.2 基本分类
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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。
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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。
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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。
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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。
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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。
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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。
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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。
2.1 辅助动态运行收益
2.2 平抑间歇性可再生能源出力
2.3 辅助服务收益
2.4 用户低充高放收益
2.5 降低容量费用
2.6 提高供电可靠性
2.7 延缓电网建设投资
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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。
储能类型 投资方 电网 社会 用户侧储能 效益 1)低充高放收益；
2)基本电费和度电电费节省收益；
3)减少停电损失。1)削峰填谷收益；
2)充放电损耗收益；
3)高可靠性输电收益；
4)减少保供电投资。减少停电社会损失 成本 1)投资成本；
2)运维成本。高峰期售电减少 充放电损耗社会成本 电网侧储能 效益 1)辅助服务收益；
2)需求侧响应收益。削峰填谷收益 — 成本 1)投资成本；
2)运维成本。— 充放电损耗社会成本 发电侧储能 效益 1)辅助服务收益；
2)快速响应调度调峰调频，提高设备利用小时数。— 新能源消纳提升 成本 1)投资成本；
2)运维成本。— — Table 1.
Benefit analysi on different type of DESS -
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。
效益类型 计算方法 效益主体 储能高充低放收益 储能高放电量×高放电价-储能低充电量×低充电价 投资方 基本电费和度电电费节省收益 根据各地电价政策 投资方 减少停电损失 停电时间×单位小时产值 投资方 削峰填谷收益 削减高峰期负荷×单位容量输变电成本/项目运营期 电网 减少保供电投资 保供电负荷×单位容量输变电成本/项目运营期 电网 提高供电可靠性收益(电网) 停电时间减少×供电负荷×调整系数×充电侧输配电价 电网 减少社会停电损失(用户&社会) 停电时间减少×供电负荷×调整系数×单位GDP电量 用户，社会 充放电损耗增加电网收益 (储能充电量-储能售电量)×储能充电侧输配电价 电网 Table 2.
Calculation of benefit analysis on user-side DESS -
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。
效益类型 计算方法 效益主体 辅助服务(调峰调频)收益 参考南方区域《两个细则》计算 投资方 需求侧响应收益 参考南方区域《两个细则》计算 投资方 削峰填谷收益 削减高峰期负荷×单位容量输变电成本/项目运营期 电网 Table 3.
Calculation of benefit analysis on grid-side DESS -
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。
效益类型 计算方法 效益主体 辅助服务(调峰调频)收益 参考南方区域《两个细则》计算 投资方 快速响应调度调峰调频，提高设备利用小时数 设备利用小时数提升量×装机容量×上网电价 投资方 新能源消纳提升环境效益 度电新能源环境价值×新能源消纳提升量 社会 Table 4.
Calculation of benefit analysis on source-side DESS -
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。
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用户侧储能成本分析如表5所示。
成本类型 计算方法 成本主体 投资成本 取项目动态总投资 投资方 运维成本 储能项目运维费率×储能项目总投资 投资方 充放电损耗社会成本 (储能充电量-储能售电量)×度电污染物排放价值 社会 高峰期售电减少 储能高峰期放电量×高峰期电价 电网 Table 5.
Calculation of cost on user-side DESS -
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。
成本类型 计算方法 成本主体 投资成本 取项目动态总投资 投资方 运维成本 储能项目运维费率×储能项目总投资 投资方 充放电损耗社会成本 (储能充电量-储能售电量)×度电污染物排放价值 社会 Table 6.
Calculation of cost on grid-side DESS -
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。
成本类型 计算方法 成本主体 投资成本 取项目动态总投资 投资方 运维成本 储能项目运维费率×储能项目总投资 投资方 Table 7.
Calculation of cost on source-side DESS
3.1 效益计算方法
3.1.1 用户侧储能效益分析
3.1.2 电网侧储能效益分析
3.1.3 发电侧储能成本效益分析
3.2 成本计算方法
3.2.1 用户侧储能成本分析
3.2.2 电网侧储能效益分析
3.2.3 发电侧储能效益分析
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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。
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。
时段 电量/kWh 谷时电量 1 060 峰时电量 1 655 第一个峰 519 第二个峰 625 第三个峰 512 平时电量 1 626 Table 8.
Calculation of cost on source-side DESS -
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。
统计项 峰期 谷 平 合计 场景A 放电量/ kW 1 800 0 0 1 800 充电量/ kW 0 1 000 1 000 2 000 购电价/元 1.031 6 0.235 1 0.679 1 — 售电价/元 1.031 6 0.235 1 0.679 1 — 日收益/元 1 856.88 -235.1 -679.1 942.68 场景B 放电量/ kW 1260 0 0 1 260 充电量/ kW 0 1 000 400 1 400 购电价/元 1.031 6 0.235 1 0.679 1 — 售电价/元 1.031 6 0.235 1 0.679 1 — 日收益/元 1 299.82 -235.1 -271.64 793.076 场景C 放电量/ kW 900 0 0 900 充电量/ kW 0 1 000 0 1 000 购电价/元 1.031 6 0.235 1 0.679 1 — 售电价/元 1.031 6 0.235 1 0.679 1 — 日收益/元 928.44 -235.1 0 693.34 Table 9.
Photovoltaic power generation project daily income analysis 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。
年度 2018 2019 2020 2021 2022 2023 收益/万元 0 30.04 28.84 27.64 26.44 25.24 年度 2024 2025 2026 2027 2028 — 收益/万元 24.04 22.83 21.63 20.43 19.23 — Table 10.
Income statement analysis for 2018—2028 -
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：
((1)) ((2)) 式中：BG为电网侧可靠性收益；Bu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；GDP为单位电量GDP。
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。
年度 2018 2019 2020 2021 2022-2028 合计 可靠性收益/万元 0 0.13 0.13 0.13 0.13 1.17 Table 11.
Income statement analysis for 2018-2028 -
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。
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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。
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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：
((3)) 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。
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综合上述分析，本算例各项收益如表12所示：
名称 效益值 理论供电可靠性提升 减少用户故障停电25 h/年 可靠性收益 增供电量为1 320 kWh/年，增收电费0.13万/年 削峰填谷经济收益 30.04万元/年 延缓电网建设投资 50.27万元/年 光伏发电 0.43万元/年 电动汽车充电 2.48万元/年 投资估算 609.25万 Table 12.
Total Income statement analysis 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。
4.1 概况
4.2 效益分析
4.2.1 高充低放收益
4.2.2 可靠性收益
4.2.3 减少输变电投资效益
4.2.4 减少可靠性线路投资
4.2.5 充放电损耗增加电网收益
4.3 项目整体效益评价
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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。
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