《Journal of Energy Storage》：Economic assessment of standalone battery energy storage factoring operational and market participation aspects: A case study in Greece
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可再生能源在电力系统中的普及需要广泛部署电池储能系统（BESS）以减少变率和不可预测性。本文提出一种简要方法，用于独立BESS的全面经济评估，整合了先前研究中被忽略的关键因素，这些因素确保了高精度。在支出方面，研究人员开发了一个模型，用于估计任何功率-持续（M
可再生能源在电力系统中的普及需要广泛部署电池储能系统（BESS）以减少变率和不可预测性。本文提出一种简要方法，用于独立BESS的全面经济评估，整合了先前研究中被忽略的关键因素，这些因素确保了高精度。在支出方面，研究人员开发了一个模型，用于估计任何功率-持续（MW-h）组合的资本支出（CAPEX）和运行与维护（O&M）成本，同时考虑了规模经济。关键的是，该方法基于BESS的实际日常运行概况，纳入了所需容量增强的成本和体积。收入估计考虑了不同每日循环范围下的多种运行情景，并纳入了能源市场和平衡市场中的不完美预见性。潜在政府补贴的纳入进一步改进了财务建模。该方法能够计算关键财务指标，包括净现值（NPV）、内部收益率（IRR）和存储平准化成本（LCOS）。将其应用于希腊电力市场的实际数据揭示了明显趋势：对于受补贴的BESS，IRR和LCOS随其拍卖报价增加而增加，而NPV主要受其维度影响。相反，对于未受补贴的BESS，其维度成为所有指标的主导因素。未来研究将把这一分析扩展到不同的市场结构和能源结构，以确定这些结论的普遍性。这一全面方法为利益相关者提供了评估电池储能投资在不断变化的能源环境中长期可行性的稳健工具。
**独立电池储能经济评估论文解读**
**研究背景与问题**
现代电力系统正经历可再生能源（RES）的快速渗透，但由于其发电的随机性和有限可控性，供需平衡面临挑战。电池储能系统（BESS）因其灵活调度充放电的能力，成为缓解RES变率、保障电网稳定性的关键设备。尽管BESS在日前市场（DAM）、日内市场（XBID）和平衡市场（BM）等多市场中具有多重收入来源（如价格套利、容量和辅助服务），欧洲多数国家中DAM贡献了大部分利润（例如希腊在2023年占售电总收入的86.3%），但BM收入对先行进入市场的单元也至关重要。然而，许多电力系统尚未大规模集成BESS，以希腊为例，2025年前9个月RES占比约47%，但仍有7.9%的可发量被弃用（限电），亟需灵活性资源，而抽水蓄能有限。为此，希腊政府通过国家能源与气候计划设定了到2030年安装4.3GW BESS的目标，并已进行三轮拍卖，奖励了总计900MW的公共投资与运行补贴容量。但投资者因缺乏可靠的收入与成本估算模型而犹豫。现有研究多忽略BESS的循环次数、退化与容量增强之间的相互依赖，且成本分析常采用固定单位成本，未考虑规模经济或技术规格（功率与能量容量）对成本的影响。因此，亟需一种综合方法，整合运行特性（如循环约束、退化）与多市场参与（含补贴），以高精度评估BESS的经济可行性。
**研究内容与结论**
研究人员提出了一种简洁的方法论，用于独立BESS的全面经济评估，整合了支出（CAPEX与O&M）和收入（DAM与FCR市场）分析，并纳入政府补贴，在希腊电力市场实际数据下得出以下结论：对于受补贴的BESS，内部收益率（IRR）和存储平准化成本（LCOS）随拍卖报价增加而增大，而净现值（NPV）主要受BESS维度（功率与能量容量）影响；对于未受补贴的BESS，所有财务指标均由维度主导。该研究为利益相关者提供了评估长期投资可行性的稳健工具，并指出当前希腊补贴框架可能降低盈利能力，建议重新审视。论文发表在《Journal of Energy Storage》。
**关键技术方法概述**
该研究主要采用以下关键技术方法：首先，建立了一个混合整数线性规划（MILP）模型，用于BESS在DAM和FCR市场中的收入优化，采用不完美预见（以过去7天平均值为预测）和价格接受者假设，并引入循环约束（如固定、范围或无限循环）。其次，基于太平洋西北国家实验室（PNNL）的2023年数据，通过幂律回归构建了CAPEX与储能块（SB）成本作为功率和持续时间函数的模型，并区分固定与可变O&M（含容量增强成本）。第三，采用半经验退化模型，结合日历老化（温度、SOC）和循环老化（全等效循环次数FEC），基于实际运行数据计算BESS的退化率，进而确定容量增强时机与成本。数据来源为希腊电力市场2024年10月1日至2025年9月30日的DAM和FCR价格及系统频率历史数据，以及希腊RAAEY公布的最新拍卖补贴方案（含CAPEX与运行补贴）。
**研究结果**
**7.1 代表性BESS的增强与盈利能力分析**
针对25MW/50MWh BESS，研究人员计算了不同每日循环限制下的增强需求与盈利能力。结果显示，增加每日循环次数缩短了增强周期并提高了所需增强次数；年度降解率从1循环下的2.1%升至2+循环下的2.8%。参与DAM与FCR市场相比仅参与DAM，盈利能力提高约15%，违规率低于0.04%。与文献[11]对比发现，使用更保守的SOC限制和独立充放电效率后，年度利润下降了约19%，但有利于长期健康运行。
**7.2 所有BESS的财务评估**
研究人员对希腊拍卖中所有受补贴的2小时和4小时BESS进行了财务评估，并对比无补贴情景。
**7.2.1 有补贴情景**
- 所有BESS的NPV均为负值，最佳由8MW/16MWh（最高拍卖报价）在1-2循环下实现（-1.67百万欧元），最差为50MW/100MWh。
- IRR正但低于8%贴现率，最佳由25MW/50MWh F（最高报价）在1-2循环下实现（4.32%），最差为50MW/100MWh A（最低报价）在1循环下（-1.11%）。
- LCOS最佳由25MW/50MWh F在2+循环下实现（58.82�/MWh），最差为10MW/40MWh在1循环下（135.38�/MWh）。
**7.2.2 无补贴情景**
- NPV仍为负，但绝对值更小，最佳由7.8MW/15.6MWh（-0.7百万欧元）实现。
- IRR最佳由50MW/100MWh在1-2循环下（7.36%）实现，所有2小时BESS的IRR均低于8%贴现率。
- LCOS最佳由50MW/100MWh在2+循环下（46.94�/MWh）实现。无补贴BESS的财务指标优于有补贴，因为补贴政策要求BESS将超出拍卖报价的利润返还，限制了实际收入。
**7.2.3 DAM价格波动敏感性分析**
选取7.8MW、25MW和50MW BESS，改变DAM价格的变异系数（CV）进行敏感性分析。结果显示，价格波动性增加显著提高所有BESS的IRR和NPV，降低LCOS，且较灵活的运行循环策略（非固定1循环）获益最大。在+10%波动率下，多数BESS的NPV转正且IRR超过8%贴现率，50MW BESS的NPV绝对增长最大，表明大规模BESS能更好地利用价差套利。
**总结与讨论**
总结部分指出，使用保守的技术规格参数会降低约19%的预期利润，但减少BESS磨损。在希腊电力市场高RES渗透背景下，DAM价格波动性对BESS经济性能至关重要。比较财务指标发现，受补贴BESS的预期盈利能力低于未受补贴的，因为补贴政策要求BESS仅获得拍卖报价的利润。2小时BESS比4小时BESS更具优势（因容量成本更低）。对于受补贴BESS，IRR和LCOS受拍卖报价主导，而NPV受维度主导；对于未受补贴BESS，维度是全部指标的关键因素。未来研究需纳入前瞻性CAPEX与增强成本预测，并构建逆优化模型确定无补贴时的盈亏平衡报价。讨论部分强调，当前补贴框架可能弱化长期盈利能力，但获得许可证（保障银行贷款）的价值可能超过盈利性恶化。敏感性分析证实，价格波动性是BESS经济表现的关键驱动力，更灵活的循环策略能更好地受益于未来价差增长。
