退役动力蓄电池梯次利用于电力储能领域是行业内正在示范的重要应用方向之一，在技术可行性可实现性强的基础上，经济性成为支撑该场景可持续发展的重要因素。本此研究，通过结合实际工程案例和有关研究结论，建立储能场景的投资回报周期测算方式，并得出0.8-8MW级别储能系统在削峰填谷运营下的投资回报周期约为2-7.5年。
一般情况下，当动力电池放电容量低于初始容量的80%时，将导致出现续航里程下降性能问题，降低车辆使用体验，此时动力电池将从车上退役进入综合利用阶段。按照“先梯级利用，后资源化利用”的资源最大化使用原则，退役动力电池的梯级利用被认为具有显著的社会经济效益，已在各种场景有应用示范实例。
在电力储能场景，电化学储能技术成熟，2019年，其累计装机规模约为1072.7MW，突破GW大关。随着储能电池使用规模不断增加，以退役动力电池来替代传统的铅酸电池和储能锂电池，对解决循环寿命低、电池购置成本高等问题将起到积极作用。本次研究，通过构建投资回报周期测算模型，充分使用调研数据、已有案例和研究结论，分别选取大小两种规模的MW级储能系统，以削峰填谷作为收益来源，得出其投资回报周期为2-7.5年，显示出应用于用户侧的削峰填谷储能系统容量越小则越具有显著的投资回报优势。
一、投资回报周期测算模型
（一）投资回报周期测算基础模型。以投入成本和收益达到平衡的时间，作为投资回报周期，即：初始投资建设成本+系统运营成本*时间=收益*时间，测得的时间值为投资回报周期。
（二）本次研究投资回报周期测算基础模型。初始投资建设成本（设为C）有以下3方面构成：电池成本（设为C电池）、运输成本（设为C运输）、系统构架成本（设为C构架）。系统运营成本有以下2方面构成：充电电费支出（设为C充电）和系统运维成本（设为C运维）。收益来源可包含2方面：削峰填谷下的电价差收益（设为P电价差）和需量电费收益（设为P需量）。综上，投资回报周期（设为T）测算模型为C电池+C运输+C构架+C运维×T=（P电价差+P需量）×T。本次研究在投资回报周期内，对系统设备折旧不作考虑，储能用电池更换费用计入运维成本支出中，详细成本和收益项目构成如图1所示。
二、测算分析
以退役磷酸铁锂电池作为储能介质，分8MWh和0.8MWh两种大小规模的储能系统，用户侧移峰填谷获取电价差收益的储能应用方式为例，进行投资回报周期测算。
（一）8MWh（1MW×8h）电力储能系统投资回报周期测算
1.成本支出测算
（1）初始投资建设成本
电池成本。由购置成本和筛选重组成本两部分组成。根据市场调研，市场上每Wh废旧磷酸铁锂电池购买价格约为0.1元。按退役动力电池筛选合格率90%，支持8MWh系统有效电量，则需购买约9MWh退役动力电池，其中筛选后淘汰的废旧动力电池按购进卖出处理，不产生收支考虑。计算得电池购置成本（C电池购置）约为90万元。电池筛选重组成本主要包括人工、测试设备折旧、电费成本支出费用等，本此研究视为一类费用支出，按已有研究结果数据，每MWh约需22.2万元，则9MWh废旧电池的该项支出约为199.8万元。综上，电池成本（C电池）合计为289.8万元。
运输成本。按已有研究结果数据，每MWh约支出需2.2万元，则9MWh废旧电池的该项支出（C运输）约为19.8万元。
系统构架成本。按已有研究结果数据，8MWh储能系统的配电设备支出约需544万元、监控系统支出约需80万元、电池箱支出约需192万元、电池柜支出约需104万元、建筑工程费用（房屋建设和土地使用成本）支出约需816万元。综上，系统构架成本（C构架）约需1736万元。
由此三项成本加和，可得使用退役磷酸铁锂电池构成的8MWh储能电站系统初始投资建设成本需要2045.6万元。考虑到充放电成本收入与工况的关联性，将系统充电成本（C充电）置于收益中进行测算。
（2）系统运维成本。系统的运维成本包括检修费用、备品备件购置费、保险费以及管理费用，本次研究视为一类费用支出，按已有研究结果数据，每MWh年需约4.4万元，则8MWh储能系统的该项支出年约35.2万元。
2.削峰填谷收益
我国对大工业用电执行的两部制电价制度，因此，收益来源于电价差的电度电费收益和基本电费收益2部分。其中电度电费收益，以北京市地区执行的郊区非居民大工业35千伏用电电度电价作为基础，即谷值充电电价为0.3446元/KWh，峰值时段放电电价为0.9484元/KWh。每年按320个工作日，每天24h工作循环作为系统工况，测得每个工作日充电电费约为2.2万元，放电收益电费约为3万元，则每个工作日电价差收益约为0.8万元。每个工作日储能系统工况和充放电收益情况如表1所示。
其中需量电费收益，以北京市地区执行的郊区非居民大工业用电35千伏基本电价作为基础，即最大需量电价48元/KW·月，即基本电价×计费容量（计费容量是用电用户契约合同最大需量申报值，申报值可在原合同基础上递减到储能系统承担的功率值）。则本次研究的1000KW系统可降低计费容量幅度为1000KW，基本电价收益则为申报递减幅度×基本电价，即1600元/天。综上，8MWh储能系统每个工作日收益为0.96万元，即年收益为307万元。
3.投资回报周期
将以上测得成本和收益情况，代入C电池+C运输+C构架+C运维×T=（P电价差+P需量）×T，即289.8+19.8+1736+35.2×T=307×T，得T为7.5。由此可知，使用退役磷酸铁锂电池构成的8MWh储能电站系统投资回报周期约为7.5年。
（二）0.8MWh（0.2MW×4h）储能系统投资回报周期测算
主要差异为由于系统容量下降导致初始投资建设成本对应下降，按照储能系统功率类别，将电价测算基础由北京市地区执行的郊区非居民大工业用电调整为一般工商业用电类别，测算充电电费和放电收益。
1.成本支出测算
（1）初始投资建设成本。参照8MWh储能系统所需电池成本进行测算，对应电池购置和筛选重组成本下降（C电池）26.5万元，运输成本对应支出（C运输）约为1.6万元，系统构架成本对应支出（C构架）约为173.6万元。由此三项成本加和，可得使用退役磷酸铁锂电池构成的0.8MWh储能电站系统初始投资建设成本需要201.7万元。系统充电成本（C充电）在收益中进行测算。
（2）系统运维成本。参照8MWh储能系统所需电池成本进行测算，对应支出年约3.5万元。
2.削峰填谷收益
我国对一般工商业用户只收取电度电费，收益来源只来自于电价差的电度电费收益。以北京市地区执行的郊区非居民一般工商业20千伏用电电度电价作为基础，即谷值充电电价为0.3488元/KWh，峰值时段放电电价为1.3612元/KWh。每年按320个工作日，每天24h工作循环作为系统工况，测得每个工作日充电电费约为0.11万元，放电收益电费约为0.44万元，则每个工作日电价差收益约为0.32万元，则系统年收益为102.4万元。每个工作日储能系统工况和充放电收益情况如表2所示。
3.投资回报周期
将以上测得成本和收益情况，代入C电池+C运输+C构架+C运维×T=P电价差×T，即26.5+1.6+173.6+3.5×T=102.4×T，得T为2。由此可知，使用退役磷酸铁锂电池构成的0.8MWh储能电站系统投资回报周期约为2年。
三、总结
本次研究以实际工程案例和有关研究结论为基础，对储能电站系统建设运营过程的投入和产出情况进行纵向分析，得出MW级别两类不同容量规模的系统投资回报周期情况，显示出小储能电站系统具有明显的投资回报优势。