劉曉林 LIU Xiao-lin；陳麗 CHEN Li；陳永安 CHEN Yong-an；張春琳 ZHANG Chun-lin；陳東 CHEN Dong；劉禹初 LIU Yu-chu

（①湖北楚韻儲能科技有限責任公司，孝感 432499；②中國電力工程顧問集團中南電力設計院有限公司，武漢 430061；③中能建數(shù)字科技有限公司，北京 100032；④中國能源建設集團有限公司工程研究院，北京 100032）

0 引言

積極探索儲能項目商業(yè)化運行是實現(xiàn)“雙碳”目標的重要舉措，2021年國家發(fā)改委發(fā)布了《關于進一步完善分時電價機制的通知》，文中提出要完善落實“峰谷套利”模式，所謂“峰谷套利”是指通過峰谷電價差獲取收益，但是截止目前沒有正式發(fā)布關于壓縮空氣儲能電站的電價政策，也沒形成統(tǒng)一的電價補償政策和成熟的運營模式，因此亟需對壓縮空氣儲能的運營模式及相關電價政策進行研究，幫助實現(xiàn)壓縮空氣儲能電站的推廣和應用。本文依托湖北省某新建先進壓縮空氣儲能項目，進行“峰谷套利”商業(yè)運營模式下的經(jīng)濟性研究，為壓縮空氣儲能的定價政策提供參考。

1 相關研究文獻評述

當前已經(jīng)有一些文獻對儲能的經(jīng)濟性進行了研究。Grazzini 和Milazzo（2008）對完全不設置助燃環(huán)節(jié)的AACAES 系統(tǒng)進行了熱力學分析，結果表明其效率可高達72%。熊雄等（2013）建立了包含政府補貼的儲能電站收益模型，發(fā)現(xiàn)用戶側的峰谷套利帶來的經(jīng)濟收益要高于發(fā)電側和電網(wǎng)側；韓曉娟等（2014）發(fā)現(xiàn)電池儲能系統(tǒng)具備設備投資收益、直接收益、環(huán)境效益和政府補貼四個方面的價值；薛金花等（2016）基于不同儲能壽命周期給出了儲能選型和有效降低成本的建議；潘福榮等（2019）根據(jù)浙江省工商業(yè)數(shù)據(jù)，使用生命周期模型進行分析，發(fā)現(xiàn)用戶側的NPV 和IRR 較未考慮生命周期模型的結果更優(yōu)；保偉中等（2022）研究指出鈦酸鋰電池在壽命周期內可以實現(xiàn)預期的經(jīng)濟收益，具備較好的經(jīng)濟性。

現(xiàn)有文獻大多是從生命周期模型研究電儲能在“峰谷套利”模式下的成本和收益，對壓縮空氣儲能在“峰谷套利”模式下的經(jīng)濟性研究較少，本文有利于彌補這一領域研究的不足。

2 先進壓縮空氣儲能電站商業(yè)運營模式分析

為減少傳統(tǒng)壓縮空氣儲能能量損失大、污染物排放較多的問題，在傳統(tǒng)壓縮空氣儲能的基礎上引入熱能存儲技術（thermalenergystorage，TES），TES 蓄熱技術可將壓縮空氣階段產(chǎn)生的熱量存儲于蓄熱介質，在釋能階段通過換熱器對高壓空氣進行加熱，完全取代助燃燃料，實現(xiàn)全過程無燃燒、無排放、對環(huán)境更友好。比如2014年12月清華大學建成500kWAA-CAES 實驗系統(tǒng)TICC-500，電換電效率達41%，綜合能量效率達72%。如圖1 所示。

圖1 AA-CAES 工作原理示意圖

當前商業(yè)運營模式主要包括：峰谷套利模式、共享儲能租賃模式、虛擬電廠模式和合同能源管理模式。但是由于各自的局限性，當下仍無法替代“峰谷套利”模式，主要原因在于：

共享儲能租賃是由儲能項目的投資方亦或業(yè)主將儲能系統(tǒng)的功率和容量通過合同等方式租賃給源、網(wǎng)、荷側的需求方或目標用戶，遵循“誰受益、誰付費”的原則向承租方收取租金，但是共享儲能租賃模式其沒有解決當前儲能的市場化收益無法覆蓋其成本的問題，并且其在自身的運行層面上依舊存在著承租人付費、法律風險高等問題。共享儲能租賃模式和“峰谷套利”模式相比“峰谷套利”模式的底層邏輯更為簡潔，圍繞價格波動而實現(xiàn)收益，不存在第三方介入而產(chǎn)生的模式復雜化問題，并且其適用場景相較于享儲能租賃模式而言也更加廣泛。

虛擬電廠是一種利用先進的傳感、計量、通信技術打破資源的地域局限與異構壁壘，建立在云端的分布式發(fā)電廠。雖然虛擬電廠本身是一種以優(yōu)化管理為目的的運行模式，但是其并未解決儲能項目商業(yè)化運行中盈利的問題，而且虛擬電廠對于支撐平臺有著極高的要求，目前適用范圍有著明顯的局限性?！胺骞忍桌蹦Ｊ絼t依托目前較為成熟的電價機制，雖然在電力合理配比供應、管理等方面不如虛擬電廠借助大算力平臺得出的結論更加合理，但是從促進儲能項目科學合理的商業(yè)化運行角度來看，虛擬電廠依然無法替代“峰谷套利”模式。

合同能源管理是一種以節(jié)省的能源費用來支付節(jié)能項目全部成本的節(jié)能投資方式，合同能源管理模式由于第三方綜合能源服務公司的參與，使得整體運營的市場化程度增加。合同能源管理模式本身作為“代理人”制度在能源領域的應用，其不可避免的存在一些問題，而這些問題的解決成本較高，與目前已經(jīng)較為成熟的“峰谷套利”模式相比則顯得性價比較低。首先，合同能源管理模式對于市場的依賴性較高，需要具有較高的市場開發(fā)度，而“峰谷套利”模式則并不依賴相關市場的開發(fā)度，可以適應各個發(fā)展程度的市場；其次，合同能源管理長期以來一直存在項目運行成本高、融資難等問題，而“峰谷套利”模式，對資金和管理的要求都相對更低，因此“峰谷套利”模式的應用范圍無疑更加廣泛。

3 案例分析

3.1 案例區(qū)域基本情況

湖北省某先進壓縮空氣儲能電站建設工期2年，運營期25年，儲能電站利用廢棄鹽穴建設1 套300MW×5h 先進壓縮空氣儲能發(fā)電機組及配套設施，儲能電站電-電綜合效率（儲電量/放電量）為65%。根據(jù)國家發(fā)展改革委關于進一步完善分時電價機制的通知（發(fā)改價格〔2021〕1093號）的文件精神，省發(fā)改委出臺了關于進一步完善分時電價機制有關事項的通知，在該地區(qū)電網(wǎng)2020-2022年輸配電價和銷售電價有關事項的通知（某發(fā)改價管[2020]439號）的基礎上，擴大了夏季、冬季用電高峰月份（夏季7月-8月、冬季12月-次年1月），用電尖峰時段和低谷時段的基礎電價浮動比例。

3.2 “峰谷套利”模式經(jīng)濟性分析

壓縮空氣儲能電站投資效益分析以《建設項目經(jīng)濟評價方法與參數(shù)（第三版）》為依據(jù)，通過測算內部收益率、投資回收期、凈現(xiàn)值來評估壓縮空氣儲能電站的經(jīng)濟性。

未考慮變壓器的容量電費，峰谷分時電價的計算規(guī)則如下：

平段電價=基礎電價+政府性基金及附加+系統(tǒng)運行費；

尖峰電價=基礎電價×180%+政府性基金及附加+系統(tǒng)運行費（共2 小時）（每年夏季7月-8月、冬季12月-次年1月浮動比例由1.8 調整為2）；

高峰電價=基礎電價×149%+政府性基金及附加+系統(tǒng)運行費（共6 小時）；

低谷電價=基礎電價×48%+政府性基金及附加+系統(tǒng)運行費（共8 小時）（每年夏季7月-8月、冬季12月-次年1月浮動比例由0.48 調整為0.45）。

其中，基礎電價為同期該地區(qū)電網(wǎng)銷售電價表所列電度電價，扣除政府性基金及附加和系統(tǒng)運行費。

按照該地區(qū)最新公布的電網(wǎng)銷售電價表，35kV 銷售電價采用單一制模式的電度電價為0.7293 元/kWh（含政府性基金及附加0.0452 元/kWh 和系統(tǒng)運行費0.0025 元/kWh）（含稅）。

本儲能電站利用電網(wǎng)低谷電價時段壓縮運行8 小時，下網(wǎng)電價為（0.7293-0.0452-0.0025）×48%×2/3+（0.7293-0.0452-0.0025）×45%×1/3+0.0452+0.0025=0.3681 元/kWh（含稅）。

本儲能電站發(fā)電時長為5 小時，按尖峰2 小時，高峰3 小時考慮，尖峰電價（0.7293-0.0452-0.0025）×180%×2/3+（0.7293-0.0452-0.0025）×200%×1/3+0.0452+0.0025=1.3200 元/kWh 元（含稅），高峰電價（0.7293-0.0452-0.0025）×149%+0.0452+0.0025=1.0633 元/kWh（含稅），加權計算上網(wǎng)電價為1.1660 元/kWh（含稅）。

本儲能電站設計發(fā)電年利用小時數(shù)1660h，但考慮到調峰需求及調度等因素，儲能電站實際年發(fā)電利用小時數(shù)測算約為1340h。在保證企業(yè)成本費用、稅金、盈余公積及用于還款的利潤、15年內還清貸款的前提下，分別以年利用小時數(shù)1340h 和以年利用小時數(shù)1660h，采用正算效益的方式，測算財務評價指標如表1。

表1 先進壓縮空氣儲能電站主要財務評價指標

由表1 可知，當年利用小時數(shù)為1340h 時，儲能電站的項目投資所得稅后財務凈現(xiàn)值小于零，投資回收期為15.33年。儲能電站電價按下網(wǎng)電價0.3681 元/kWh（含稅），上網(wǎng)電價按高峰電價1.1660 元/kWh（含稅）計算，在保證企業(yè)成本費用、稅金、盈余公積及用于還款的利潤、15年內還清貸款的前提下，以年發(fā)電運行小時數(shù)1340h 測算項目資本金內部收益率為4.16%低于基準收益率5.5%，按設計年利用小時數(shù)1660h 測算項目資本金內部收益率為11.98%。

3.3 敏感性分析

通過分析敏感性因素對經(jīng)濟指標的影響程度進而判斷項目風險承受能力的一種方法。在執(zhí)行“峰谷套利”商業(yè)運營模式下，以年利用小時數(shù)1340h 測算項目收益，分析工程總投資、年發(fā)電小時數(shù)、上網(wǎng)電價變化對項目資本金收益率的影響，分析結果見圖2。

圖2 敏感性分析示意圖

根據(jù)圖2，電價和發(fā)電量對項目資本金收益率的影響較大，總投資變化對項目資本金收益率的影響相對較小。

4 結論與政策建議

4.1 結論

根據(jù)本文經(jīng)濟性分析，當年利用小時數(shù)為1340h 時，儲能電站的項目投資所得稅后財務凈現(xiàn)值小于零，投資回收期為15.33年，測算項目資本金內部收益率為4.16%低于基準收益率5.5%，項目的經(jīng)濟效益較差，從財務角度不可行。按設計年利用小時數(shù)1660h 測算項目資本金內部收益率為11.98%，由于現(xiàn)實中一般無法達到設計年利用小時數(shù)，壓縮空氣儲能電站的項目資本金內部收益率較差。從敏感性分析看，電價和年發(fā)電量對項目資本金收益率的影響相對較大，總投資變化對項目資本金收益率的影響相對較小。

4.2 政策建議

建議出臺相應的壓縮空氣儲能支持政策，具體政策如下：

①健全壓縮空氣儲能價格。

可以參考抽水蓄能電站，建立能夠滿足固定收益率的覆蓋全壽命周期的電價機制，探索擴大壓縮空氣儲能峰谷電價差、充放電補貼、調度小時數(shù)保證、發(fā)電權交易等收益模式。

②推動壓縮空氣儲能全方位參與市場。

推動壓縮空氣儲能參與市場有利于發(fā)揮市場機制的作用，促進壓縮空氣儲能技術更迭，成本降低，有利于提高壓縮空氣儲能的規(guī)模效益。比如加快壓縮空氣儲能參與輔助服務市場、容量市場、電力現(xiàn)貨市場等。

③加大政策對壓縮空氣儲能的支持力度。

當前壓縮空氣儲能的資本金內部收益率低于基準收益率水平，經(jīng)濟效益有限。考慮初創(chuàng)企業(yè)的發(fā)展規(guī)律和壓縮空氣儲能在電網(wǎng)建設全局中的作用，建議政府對壓縮空氣儲能電站予以補貼或稅收減免等支持性政策，加速培育壓縮空氣儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。

先進壓縮空氣儲能發(fā)電技術，儲能和發(fā)電均利用空氣進行，能量轉換過程中沒有燃燒或電化學環(huán)節(jié)。先進壓縮空氣儲能電站可實現(xiàn)電力調峰、調頻、調相、旋轉備用、應急響應等功能，具有選址靈活、社會環(huán)境效益高的優(yōu)點，系統(tǒng)響應速度快，有益于改善電力系統(tǒng)的電能質量和功率平衡，在政策的支持下，具有廣闊的推廣應用前景。