楊少波尹 瑞李鐵成王 磊孟 良周 文陳天英趙志軍

(1.國網(wǎng)河北省電力有限公司電力科學(xué)研究院,河北 石家莊 050021;2.國網(wǎng)河北省電力有限公司,河北 石家莊 050021)

儲能技術(shù)是國家電網(wǎng)有限公司“三型兩網(wǎng)”體系建設(shè)的重要組成部分和關(guān)鍵支撐技術(shù),對于構(gòu)建清潔低碳、安全高效的能源體系,促進(jìn)主體能源由化石能源向可再生能源更替意義重大[1-2]。

近年來,隨著我國電化學(xué)儲能技術(shù)的不斷發(fā)展,電化學(xué)儲能成本大幅下降[3-4],已經(jīng)具備大規(guī)模應(yīng)用的商業(yè)條件,與此同時,國家及公司內(nèi)部儲能相關(guān)政策的相繼出臺,明確了儲能在我國能源體系中的重要戰(zhàn)略地位,為開展大規(guī)模儲能示范項目建設(shè)提供了政策保障。為促進(jìn)大規(guī)模儲能電站在電網(wǎng)內(nèi)部署工作的開展,需要進(jìn)行儲能電站投資成本及效益的分析[5-8]。

1 盈利模式及經(jīng)濟(jì)效益

1.1 商業(yè)模式

a.全額投資模式。按照固定資產(chǎn)投資模式,由省電力公司全額投資和運(yùn)營管理。項目資產(chǎn)全部對省公司所有,儲能電站收益全部對省電力公司所有。

b.租賃模式。由綜合能源公司出資建設(shè),省電力公司通過租賃的方式對儲能電站享有使用權(quán),省電力公司按年支付租賃費用。

c.合同能源管理模式。由綜合能源公司負(fù)責(zé)投資儲能電站建設(shè),電站建成后綜合能源公司與省電力公司簽訂能源管理合同,共同分享儲能收益。

1.2 投資建設(shè)成本

市場上儲能電站的投資成本是以每k Wh成本為單位計算的,所以儲能電站的投資建設(shè)成本為:

式中:C0為儲能電站的度電成本;S為儲能電站的容量。

1.3 盈利模式及經(jīng)濟(jì)效益模型

1.3.1 需求側(cè)響應(yīng)收益模型

需求側(cè)響應(yīng)收益模型如下:

式中:BR為需求側(cè)響應(yīng)收益;PNS為儲能裝置的額定功率,萬k W;t為每年電力需求響應(yīng)執(zhí)行天數(shù);N為每日執(zhí)行電力需求響應(yīng)次數(shù);Cs為儲能裝置的容量電價,元/k Wh。

1.3.2 峰谷價差收益模型

峰谷價差收益是指儲能電站在用電負(fù)荷低谷時段利用盈余電量進(jìn)行充電,在用電負(fù)荷高峰時段放電來維持功率平衡所獲得的收益。年峰谷價差收益模型如下:

式中:CFmn為第m月第n小時充電時大工業(yè)用戶尖/高峰時電價,元/k Wh;CGmn為第m月第n小時充電時大工業(yè)用戶谷時電價,元/k Wh;N為每日充放電小時數(shù);μ為充放電轉(zhuǎn)換效率。

1.3.3 回收棄風(fēng)電量收益模型

在我國風(fēng)能資源豐富的地區(qū),風(fēng)力發(fā)電量要遠(yuǎn)高于當(dāng)?shù)氐挠秒娏啃枨?從而造成大規(guī)模的棄風(fēng)情況。儲能電站建成后,可以通過特高壓輸電線路將風(fēng)電基地的大規(guī)模棄風(fēng)電量以超低的價格進(jìn)行充電,在本省電網(wǎng)負(fù)荷高峰時放電,以此來獲取收益?；厥諚夛L(fēng)電量的收益模型如下:

式中:CQF為棄風(fēng)電量的回收電價,元/k Wh;a為輸電成本,元/k Wh。

1.3.4 輔助調(diào)峰服務(wù)收益模型

由于供暖期內(nèi)火電機(jī)組的運(yùn)行狀態(tài)與正常月份差距較大,輔助調(diào)峰服務(wù)的價格也不相同,所以要將供暖期的輔助調(diào)峰服務(wù)收益單獨計算。

11月至次年3月(供暖期)日輔助調(diào)峰收益按照《華北電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場運(yùn)營規(guī)則(試運(yùn)行版)》(2018年)計算:

式中:BAX1為每天輔助調(diào)峰收益,萬元;SNS為儲能電站容量,MWh;C1為采暖期儲能電站提供輔助調(diào)峰服務(wù)報價,元/MWh。

4月至10月日輔助調(diào)峰收益以式(6)計算:

式中:BAX2為非采暖期儲能電站每天的售電收益,萬元;C2為采暖期儲能電站提供輔助調(diào)峰服務(wù)報價,元/MWh。

一年按360天計算,儲能電站運(yùn)行年收益為:

2 算例分析

結(jié)合華北某省電網(wǎng)的特點,以華北某省的儲能電站項目為算例進(jìn)行分析。

2.1 商業(yè)運(yùn)營模式

通過對3種常用的商業(yè)運(yùn)行模式的分析比較得出該省電網(wǎng)側(cè)100 MW/200 MWh儲能電站項目擬采用合同能源管理模式:省綜合能源服務(wù)公司投資建設(shè)儲能電站本體部分,省公司投資建設(shè)儲能電站接入工程部分方式,省綜合能源公司與省電力公司簽訂合同能源管理合同,共享儲能收益,合同期為10年;在此期間儲能電站將納入省公司統(tǒng)籌調(diào)度,電站資產(chǎn)歸屬省綜合能源公司,10年合同期后資產(chǎn)無償移交給省電力公司。

儲能收益由省綜合能源公司與省電力公司共同分享,合同雙方擬按照9∶1比例分享收益,省綜合能源公司占收益的90%。

2.2 建設(shè)成本

對電網(wǎng)側(cè)100 MW/200 MWh 儲能電站項目,通過對國內(nèi)3家大的電氣設(shè)備廠家進(jìn)行調(diào)研分析,得到3個廠家報價見表1。

表1 儲能電站項目廠家報價表 元/Wh

由表1可得,儲能電站項目總包度電成本按3.5 元/Wh 計算,則儲能電站項目建設(shè)成本在7億左右。不包含儲能電站項目運(yùn)營期間儲能電站的日常運(yùn)維成本、運(yùn)行過程中的技改投入,以及投資財務(wù)成本。

2.3 盈利分析

2.3.1 需求側(cè)響應(yīng)收益

第1年按迎峰度夏期間執(zhí)行20天(暫不考慮迎峰度冬)、每天執(zhí)行2次電力需求響應(yīng),響應(yīng)收益標(biāo) 準(zhǔn) 按10 元/k W · 次 計 算,則100 MW/200 MWh儲能電站年電力需求響應(yīng)收益由式(2)可得:BR=100 MW×20天×2次×10元/kW·次=0.4億元。

后續(xù)9年,電力缺口情況應(yīng)得到緩解,按迎峰度夏期間執(zhí)行20次電力需求響應(yīng)計算,每年可獲得電力需求響應(yīng)收益:B=100 MW×20 次×10元/k W·次=0.2億元。

儲能電站10年需求側(cè)響應(yīng)收益為2.4億元。所以,儲能電站通過需求側(cè)響應(yīng)收益在10年合同期內(nèi)無法盈利,儲能電站度電成本降至1.2元/Wh及以下時方可在循環(huán)壽命周期內(nèi)實現(xiàn)盈利。

2.3.2 峰谷價差收益

充放電量價格參照華北發(fā)改委價格[2019]468號文件,工商業(yè)及其它用電峰谷時段,高峰:9-12時、17-22時(其中尖峰:每年6、7、8月份10-12時、21-22時);谷段0-8時,平段8-9時、12-17時、22-24時,見圖1。

圖1 1～10 k V 工商業(yè)用電峰谷電價示意

由圖1可知,儲能電站1天內(nèi)只能進(jìn)行1次低谷段充電,如果1天內(nèi)進(jìn)行2次充放電循環(huán),則另外1次只能在平段內(nèi)充電。

該省峰谷價差見表2。

表2 某省電網(wǎng)峰谷價差 元/k Wh

按儲能電站每天充放電2次,每天谷時充電、峰時放電各2 h,則儲能電站日充放電時間均為4 h,年均轉(zhuǎn)換效率按85%計算,(不考慮儲能電池折舊,即SOC不變),以每年360天運(yùn)行考慮。

執(zhí)行單一制電價時,年峰谷價差收益:

BJC=0.377億元

則10年合同期內(nèi)收益為3.77億元,儲能電站度電成本降至1.8元/Wh及以下時方可在循環(huán)壽命周期內(nèi)實現(xiàn)盈利。

執(zhí)行兩部制電價時,年峰谷價差收益:

BJC=0.392億元

10年合同期內(nèi)收益為3.92億元,儲能電站度電成本降至1.9元/Wh及以下時方可在循環(huán)壽命周期內(nèi)實現(xiàn)盈利。

綜上可得,儲能電站若通過峰谷價差收益在循環(huán)壽命周期內(nèi)實現(xiàn)盈利需儲能電站度電成本至少降至1.9元/Wh。

2.3.3 儲能系統(tǒng)應(yīng)用于購買棄風(fēng)電量的收益

若風(fēng)電基地棄風(fēng)電量售價0.06 元/k Wh,風(fēng)電輸電成本0.135元/k Wh[9],度電購電成本0.198元,考慮輸電損耗7%,可得通過特高壓交流輸電線路購買棄風(fēng)電量成本為0.21元/k Wh。

按每日充放電2次,每次充放電2 h,儲能電池年均轉(zhuǎn)換率85%,不考慮儲能電池折舊,即SOC不變。儲能電量在尖/高峰時段全部賣出,由峰谷價差收益的計算方法,可得棄風(fēng)棄電量回收的年收益。

執(zhí)行單一制電價,年棄風(fēng)電量回收收益:

BQD=0.731億元

10年合同期內(nèi)收益為7.31億元,能收回建設(shè)成本,但若考慮儲能電站項目運(yùn)營期間的日常運(yùn)維成本、運(yùn)行過程中的技改投入,以及投資財務(wù)成本,仍將存在虧損。

執(zhí)行兩部制電價,儲能電站在10年合同期內(nèi)年棄風(fēng)電量回收收益:

BQD=0.661億元

10年合同期內(nèi)收益為6.61億元,不能收回建設(shè)成本。

綜上可得,儲能電站應(yīng)用于棄風(fēng)電量回收時無法在10年合同期內(nèi)盈利,若儲能電站度電成本降至3.3元/Wh以下可在合同期內(nèi)實現(xiàn)盈利。

2.3.4 輔助調(diào)峰服務(wù)收益

華北地區(qū)調(diào)峰輔助服務(wù)現(xiàn)行結(jié)算方法,國家能源局《關(guān)于促進(jìn)電儲能參與“三北”地區(qū)電力輔助服務(wù)補(bǔ)償(市場)機(jī)制試點工作的通知(國能監(jiān)管[2016]164號)》規(guī)定,機(jī)組因深度調(diào)峰服務(wù)造成的比基本調(diào)峰少發(fā)的電量,按照50元/MWh 進(jìn)行補(bǔ)償;《華北電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場運(yùn)營規(guī)則(試運(yùn)行版)》(2018)規(guī)定采用分檔申報,以額定容量的100%～70%為一檔,70%以下每10%為一檔報價,按照價格遞增方式逐檔申報,每一檔全天報價相同,價格單位為:元/MWh,報價最小單位為10 元/MWh,市場開展初期額定容量的70%及以上檔位暫定0 價。額定容量的40%～70%每檔報價范圍為0～300元/MWh,40%以下各檔位報價上限為400元/MWh。

若100 MW/200 MWh規(guī)模儲能項目全容量提供輔助調(diào)峰服務(wù),1天提供2次,滿充滿放,平均轉(zhuǎn)換效率年平均按85%,不考慮儲能電池設(shè)備折舊(即SOC不變),則儲能電站提供輔助調(diào)峰服務(wù)的日收益計算如下:按照儲能電站提供輔助調(diào)峰服 務(wù) 報 價 范 圍 0 ～400 元/MWh,步 長10元/MWh,根據(jù)式(5)—(7)可得10年合同期內(nèi)儲能電站提供輔助調(diào)峰收益見圖2。

圖2 儲能電站提供輔助調(diào)峰收益

由圖2可知,儲能電站提供輔助調(diào)峰服務(wù)報價為上限400元/MWh時,合同期內(nèi)總收益僅為2.04億元,若要在合同期內(nèi)實現(xiàn)盈利需要提高調(diào)峰輔助服務(wù)的價格或降低儲能電站投資成本。

2.3.5 多模式復(fù)合收益

在當(dāng)前儲能電站價格基礎(chǔ)上,儲能電站很難通過單一模式在合同期內(nèi)回收成本并實現(xiàn)盈利,若通過分析儲能電站各種收益模式下的運(yùn)行特點和時間尺度上的配合,使儲能電站在運(yùn)營過程中參與混合時間尺度的多種盈利模式,其產(chǎn)生的復(fù)合收益可實現(xiàn)合同期內(nèi)的成本回收和獲利。

3 結(jié)論及建議

綜上所述在當(dāng)前儲能相關(guān)政策、峰谷電價辦法及某省電網(wǎng)可開展的儲能相關(guān)業(yè)務(wù)情況下,儲能電站項目在10年合同期無法盈利。若采用合同能源管理模式開展電池儲能商業(yè)運(yùn)營,必須有電力輔助服務(wù)的配套政策出臺,只有根據(jù)本省電網(wǎng)的特點,出臺相應(yīng)電力需求響應(yīng)及系統(tǒng)節(jié)能補(bǔ)貼相關(guān)政策,電池儲能的商業(yè)運(yùn)營才能在運(yùn)營期內(nèi)收回成本并盈利。因此提出如下建議。

a.積極爭取儲能相關(guān)政策。一是爭取調(diào)整峰谷分時電價政策。根據(jù)省電網(wǎng)100 MW/200 MWh電池儲能項目建設(shè)、運(yùn)行成本估算,在10年合同期內(nèi),峰谷價差需達(dá)到0.65元/k Wh左右才能實現(xiàn)成本回收,目前某電網(wǎng)峰谷價差為0.5元/k Wh,價差偏小,難以支撐儲能項目建設(shè)應(yīng)用。應(yīng)爭取將尖谷/峰谷價差調(diào)整為0.7元/k Wh左右比較合適。二是爭取出臺需求響應(yīng)補(bǔ)貼政策與輔助服務(wù)政策?？山梃b江蘇經(jīng)驗,加強(qiáng)與經(jīng)信委、物價局、能監(jiān)辦溝通聯(lián)系,先做好技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析方案,提供測算模型,推動政府爭取盡早出臺需求響應(yīng)補(bǔ)貼政策與有償輔助服務(wù)政策,建立資金平衡賬戶,為電網(wǎng)儲能發(fā)展創(chuàng)造良好政策空間。

b.合理選擇商業(yè)模式。結(jié)合本省電網(wǎng)的實際情況,根據(jù)不同商業(yè)運(yùn)營模式的特點,合理選擇儲能電站的商業(yè)運(yùn)營模式在采用合同能源管理模式的同時,綜合能源服務(wù)公司可另外與電池廠商簽訂分期付款供貨協(xié)議,或是收益分享模式等轉(zhuǎn)移資金壓力。

c.合理設(shè)計儲能電站的盈利模式。應(yīng)根據(jù)儲能電站的選址、類型及裝機(jī)規(guī)模等特點,分析不同應(yīng)用場景下的盈利模式的特點,通過在時域和空間上對儲能電站進(jìn)行協(xié)調(diào)控制,實現(xiàn)多個盈利模式共同發(fā)揮作用,達(dá)到經(jīng)濟(jì)效益的最大化。