郭 帥

（大唐河南發(fā)電有限公司）

一、引言

可再生能源的規(guī)模化建設(shè)及高比例并網(wǎng)對電網(wǎng)運行提出了更高要求，在此背景下儲能發(fā)展應(yīng)運而生。儲能是建設(shè)新型電力系統(tǒng)的關(guān)鍵支撐技術(shù)之一，是應(yīng)對大規(guī)模新能源出力間歇性、波動性，提升電力系統(tǒng)安全可靠運行的重要手段。近年來，我國儲能技術(shù)向多元化前進，部分技術(shù)已實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)化發(fā)展及規(guī)劃化應(yīng)用。儲能在電力系統(tǒng)的發(fā)、輸、配、用各個環(huán)節(jié)具有廣泛應(yīng)用前景[1]。

我國儲能技術(shù)總體上已經(jīng)初步具備了產(chǎn)業(yè)化的基礎(chǔ)。在建及在運行的儲能項目就有近百項，各省市抽水蓄能項目正如火如荼建設(shè)；鉛蓄電池、鋰離子電池、鈉硫電池等在電動汽車上全面應(yīng)用，壓縮空氣儲能、飛輪儲能等在工業(yè)中定制化采用，液流電池、超導(dǎo)儲能和超級電容等儲能技術(shù)研發(fā)持續(xù)推進。從化學(xué)儲能裝機容量應(yīng)用情況來看，我國化學(xué)儲能集中應(yīng)用于分布式微電網(wǎng)發(fā)電、可再生能源并網(wǎng)兩個重點領(lǐng)域，應(yīng)用分類情況如圖1所示。

圖1 我國化學(xué)儲能項目應(yīng)用分類情況

國家扶持儲能發(fā)展的政策持續(xù)出臺，儲能項目在電源端、電網(wǎng)端、負(fù)荷端的全過程中具有應(yīng)用[2]。一方面是電動汽車的快速普及，在今年新車市場上新能源汽車普及率達30%，汽車市場的變化將在極大程度上助推大容量、高能量密度的高效儲能電池產(chǎn)業(yè)發(fā)展；另一方面，風(fēng)電和光伏發(fā)電的裝機規(guī)模年年創(chuàng)新高，而新能源發(fā)展必將推進規(guī)?；瘍δ墚a(chǎn)業(yè)布局。基于以上兩個蓬勃發(fā)展的產(chǎn)業(yè)考慮，我們需要抓住難得的歷史機遇，在儲能領(lǐng)域達到技術(shù)和應(yīng)用的全球領(lǐng)先水平。

二、儲能技術(shù)在電力系統(tǒng)中的應(yīng)用

儲能在電力系統(tǒng)中發(fā)揮的作用包括提供輔助服務(wù)，維持電網(wǎng)供需平衡和安全可靠運行、起到“削峰填谷”的作用、可再生能源發(fā)電時空分離、推遲或減少電網(wǎng)大規(guī)?；A(chǔ)設(shè)施投資、降低終端用戶的用電費用、作為備用電源等[2,3]。

（一）發(fā)電側(cè)儲能應(yīng)用

對于發(fā)電側(cè)電池儲能來說，建設(shè)電池儲能電站的目的主要是提升可再生能源發(fā)電的穩(wěn)定性，減少其出力波動，逐步實現(xiàn)可控可調(diào)滿足電網(wǎng)安全運行要求。發(fā)電側(cè)儲能的作用主要為削峰填谷、平滑出力、功率跟蹤、電網(wǎng)輔助服務(wù)等，目的是增強電力系統(tǒng)調(diào)峰備用容量，促進風(fēng)電、光伏、光熱等新能源消納。布局主要集中在我國新資源富裕地區(qū)，如“三北”地區(qū)，主要采用集中式（可再生能源并網(wǎng)）風(fēng)光儲能電站。

（二）電網(wǎng)側(cè)儲能應(yīng)用

儲能應(yīng)該作為電網(wǎng)的組成部分。只建設(shè)在發(fā)電側(cè)或者用電側(cè)，儲能電站的功能相對單一。如果建在電網(wǎng)之中，平滑新能源發(fā)電、調(diào)峰調(diào)頻、黑啟動等多種功能都能實現(xiàn)，綜合價值更大。但是，對于用在輸配電環(huán)節(jié)的儲能，必須達到一定規(guī)模才對電網(wǎng)調(diào)度產(chǎn)生意義。電網(wǎng)企業(yè)發(fā)展儲能需要監(jiān)管，既要發(fā)揮電網(wǎng)企業(yè)建設(shè)運行儲能的各項優(yōu)勢，也要兼顧市場的公平性。

（三）用戶側(cè)儲能應(yīng)用

目前，儲能的商業(yè)化應(yīng)用多集中在用戶側(cè)削峰填谷、電能質(zhì)量管理，規(guī)模在幾兆瓦到十幾兆瓦不等。對于用戶側(cè)電池儲能來說，在目前的市場機制下建設(shè)儲能電站的收益渠道主要是通過峰谷價差實現(xiàn)。用戶側(cè)儲能的成本回收受制于峰谷價差，需要達到一定的價差規(guī)模才具有經(jīng)濟性，目前，用戶側(cè)儲能項目正受到一些地方政府前瞻性支持，在江蘇有大量碳鉛電池用戶側(cè)儲能工程應(yīng)用案例。

三、儲能商業(yè)運營模式分析

（一）電網(wǎng)側(cè)儲能主要商業(yè)運行模式分析

電網(wǎng)側(cè)儲能電站商業(yè)模式具有特殊性，表現(xiàn)在三個方面：與儲能電站密切相關(guān)的電力產(chǎn)品屬于準(zhǔn)公共產(chǎn)品，具有壟斷性；電力行業(yè)受到國家能源局全方位的電力監(jiān)管；電網(wǎng)側(cè)電池儲能配套商業(yè)模式缺乏，目前發(fā)展受制于成本和政策等因素[4]。電網(wǎng)側(cè)儲能電站需要有一套符合政策要求、適應(yīng)自身特點的商業(yè)模式，如圖2。

圖2 儲能電站商業(yè)模式

（二）兩部制電價模式

1.兩部制電價商業(yè)模式及其效益

在兩部制電價模式下，儲能電站的“電量效用”通過電量電價體現(xiàn)，儲能電站“容量效用”則以容量電價回收，隨著市場化的推進，儲能可以通過招標(biāo)或“直接交易”的方式參與交易[5]。商業(yè)運行模式方面，儲能投資運營主體包括儲能電池生產(chǎn)廠家、能源投資公司等第三方企業(yè)、發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)等。第三方儲能投資運營公司負(fù)責(zé)儲能項目投資、運維，電網(wǎng)企業(yè)按約定時限按容量向儲能公司支付容量電費，并根據(jù)系統(tǒng)調(diào)節(jié)需要對儲能設(shè)施進行統(tǒng)一調(diào)度。

2.兩部制電價模式的投資收益分析

兩部制電價商業(yè)模式，從經(jīng)濟和財務(wù)的角度對電廠提供容量以容量電價及可供電量以電量電價分別考核計算，其中容量電價反映電廠的固定成本，電量電價反映電廠可變成本。

（三）輔助服務(wù)模式

隨著電力市場化改革的推進，通過引入輔助服務(wù)市場競價機制，使儲能參與調(diào)頻將是電網(wǎng)側(cè)儲能最具前景的回收機制之一。利益相關(guān)方及相互關(guān)系：投資主體包括儲能生產(chǎn)廠家、能源投資公司等第三方企業(yè)、發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)及電力用戶、售電公司等。其中，生產(chǎn)廠家、能源投資公司等第三方負(fù)責(zé)儲能項目投資、建設(shè)和日常運維，發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)、用戶等各主體按需在輔助服務(wù)市場中購買服務(wù)，并向儲能服務(wù)提供者支付服務(wù)費用。在輔助服務(wù)市場初級階段，電網(wǎng)側(cè)儲能的補充主要來自輔助服務(wù)補償收益，由未承擔(dān)調(diào)峰調(diào)頻責(zé)任、受益于深度調(diào)峰的各類發(fā)電機組按照電量及收益比重來承擔(dān)補償費用。受制于調(diào)頻市場容量規(guī)模小，大規(guī)模儲能優(yōu)質(zhì)調(diào)頻資源的應(yīng)用，將導(dǎo)致調(diào)頻市場飽和及調(diào)頻服務(wù)價格下降。在輔助服務(wù)市場成熟后，儲能作為獨立主體直接參與輔助服務(wù)市場競價，通過提供調(diào)峰、調(diào)頻、黑啟動、應(yīng)急響應(yīng)等獲得多種輔助服務(wù)收益，由發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)、電力用戶、售電企業(yè)等市場主體根據(jù)自身需求向市場購買調(diào)頻服務(wù)。

（四）電力現(xiàn)貨模式

建立儲能參與電力現(xiàn)貨市場機制，可通過現(xiàn)貨市場獲得電量收益?，F(xiàn)貨市場中發(fā)電側(cè)、用戶側(cè)均采用報量報價模式進行雙向報價交易。目前中國省級電力現(xiàn)貨市場僅廣東、甘肅、山西三省啟動試運行，對于電能現(xiàn)貨市場中儲能市場主體定位以及市場交易機制等方面仍有待研究。零售市場中，從零售商購電的儲能盈利模式與執(zhí)行目錄電價類似，但售電商會動態(tài)調(diào)整電力套餐價格，儲能盈利性取決于零售商的定價策略。商業(yè)運行模式方面，儲能投資運營主體包括儲能電池生產(chǎn)廠家、能源投資公司等第三方企業(yè)、現(xiàn)貨市場中的發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)、電力用戶等。儲能電池生產(chǎn)廠家負(fù)責(zé)儲能項目投資、運維，售電公司負(fù)責(zé)利用儲能套取電力現(xiàn)貨市場中的電力價格波動的差值。儲能生產(chǎn)廠家、能源投資公司負(fù)責(zé)投資和運維，售電公司負(fù)責(zé)利用儲能套取電力現(xiàn)貨市場中的電力價格波動的差值。儲能在電力現(xiàn)貨市場獲取的價差收益由市場決定。

四、多情景下的儲能商業(yè)模式選擇及經(jīng)濟性分析

（一）儲能商業(yè)模式選擇

多情景下儲能商業(yè)模式的選擇受到峰谷分時電價、需求響應(yīng)獎勵及輔助服務(wù)市場的完善程度等因素的影響[6]。圖3反映了應(yīng)用價格體系完善程度及不同情景對儲能商業(yè)模式的選擇的影響。

圖3 多情景儲能商業(yè)模式選擇

（二）儲能商業(yè)運營模式的投資收益分析

本文假定電網(wǎng)儲能電站容量為10萬千瓦/20萬千瓦時，具體參數(shù)如表1。

表1 儲能投資基本參數(shù)的假設(shè)

兩部制電價模式下，按照山東省電力現(xiàn)貨市場的燃煤發(fā)電機組的容量補償電價每千瓦時0.0991元。按照兩充兩放，及每日的發(fā)電量為40萬千瓦時，則電池儲能電站的容量補償年收益為39640元，平均日收益為108.6元。

1.投資回收期（PP）

根據(jù)已投資電池儲能項目的初試投資額及顯性收入可以測算出其靜態(tài)投資回收期約為9年，以在電池壽命終結(jié)前基本可以收回投資，如表2。

表2 靜態(tài)投資回收期

2.項目凈現(xiàn)值（NPV）

根據(jù)儲能設(shè)備現(xiàn)金流入及流出的預(yù)計情況，采用回報率7%作為折現(xiàn)系數(shù)，折現(xiàn)年限為電池壽命期10年，可以得到該項目的凈現(xiàn)值，如表3。

表3 儲能系統(tǒng)NPV

從測算結(jié)果來看，當(dāng)考慮了資金的時間價值后，在現(xiàn)有的顯性收入構(gòu)成中，項目的回收金額將無法彌補初試投資及日常運營的支出，項目終了會出現(xiàn)虧損的情況，虧損金額為487251749.8元。

3.項目內(nèi)涵報酬率（IRR）

內(nèi)部回報率，又稱內(nèi)部收益率，是指項目投資實際可望達到的收益率。實質(zhì)上，它是能使項目的凈現(xiàn)值等于零時的折現(xiàn)率。按照儲能項目的現(xiàn)金凈流量測算其內(nèi)部收益率為2.08%。

五、結(jié)論

儲能的商業(yè)模式主要有三種：一是兩部制電價模式；二是輔助服務(wù)模式；三是現(xiàn)貨市場模式。通過分析儲能電站不同商業(yè)模式下的投資收益差異得到如下結(jié)論：從項目回收期看，現(xiàn)貨市場模式<輔助服務(wù)市場模式<兩部制模式；從項目凈現(xiàn)值看，現(xiàn)貨市場模式<輔助服務(wù)市場模式<兩部制模式；從項目內(nèi)涵報酬率看，現(xiàn)貨市場模式<輔助服務(wù)市場模式<兩部制模式。綜上所述，如果不考慮當(dāng)前的電力輔助服務(wù)市場和電力現(xiàn)貨市場，采用現(xiàn)貨市場模式可獲得最高收益。