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        電力現(xiàn)貨市場(chǎng)下山東電化學(xué)儲(chǔ)能電站凈收益分析

        2024-01-15 09:33:42周海妮范云鵬溫以千韓小崗
        發(fā)電設(shè)備 2024年1期

        王 曉,周海妮,范云鵬,卞 峰,溫以千,陳 娜,韓小崗,牟 強(qiáng)

        (1. 國(guó)網(wǎng)山東綜合能源服務(wù)有限公司, 濟(jì)南 250001;2. 山東電力工程咨詢?cè)河邢薰? 濟(jì)南 250013)

        根據(jù)國(guó)家能源局政策文件[1]:到2025年,新型儲(chǔ)能由商業(yè)化初期步入規(guī)?;l(fā)展階段,具備大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用條件;到2030年,新型儲(chǔ)能全面市場(chǎng)化發(fā)展。2021年,山東新增新型儲(chǔ)能裝機(jī)容量為54萬kW,居全國(guó)首位;2022年,山東啟動(dòng)第2批示范項(xiàng)目建設(shè),裝機(jī)容量為310萬kW[2]。山東電化學(xué)儲(chǔ)能電站將迎來井噴式發(fā)展。

        隨著儲(chǔ)能行業(yè)的快速發(fā)展,有關(guān)儲(chǔ)能的技術(shù)知識(shí)及工程經(jīng)驗(yàn)大量積累。現(xiàn)階段對(duì)電化學(xué)儲(chǔ)能電站的研究主要集中在行業(yè)政策、儲(chǔ)能成本等方面,對(duì)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)下電站運(yùn)行收益的研究相對(duì)較少。裴善鵬等[3]對(duì)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)下新能源配置儲(chǔ)能的盈利模式進(jìn)行分析。關(guān)立等[4]對(duì)山東電力現(xiàn)貨市場(chǎng)獨(dú)立儲(chǔ)能電站的交易結(jié)算機(jī)制進(jìn)行分析。

        作為國(guó)內(nèi)首批電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)試點(diǎn),山東省率先推出獨(dú)立儲(chǔ)能設(shè)施現(xiàn)貨市場(chǎng)交易機(jī)制[3]。電力現(xiàn)貨市場(chǎng)下,電化學(xué)儲(chǔ)能電站的經(jīng)營(yíng)現(xiàn)金流需要應(yīng)對(duì)購(gòu)電費(fèi)用、貸款還款、設(shè)備維修費(fèi)、人工運(yùn)維成本等一系列支出,同時(shí)電站運(yùn)營(yíng)還面臨價(jià)差收益不理想、容量補(bǔ)償收益下降和租賃收益下降等風(fēng)險(xiǎn)。提高收益水平成為電化學(xué)儲(chǔ)能電站獨(dú)立商業(yè)化運(yùn)行、大規(guī)模應(yīng)用推廣的首要挑戰(zhàn)。

        筆者以山東某100 MW/200 MW·h電化學(xué)儲(chǔ)能電站為研究對(duì)象,分析并總結(jié)現(xiàn)有政策下山東電化學(xué)儲(chǔ)能電站凈收益的計(jì)算公式,運(yùn)用該公式進(jìn)行案例分析,為優(yōu)化電站運(yùn)行策略、提高電站收益水平提供參考。

        1 電站凈收益計(jì)算公式

        某儲(chǔ)能電站的建設(shè)規(guī)模為100 MW/200 MW·h,儲(chǔ)能技術(shù)路線為磷酸鐵鋰電池,工程占地面積約為17 933 m2,儲(chǔ)能系統(tǒng)有80個(gè)電池預(yù)制艙和40個(gè)升壓變流一體艙,電池艙熱管理采用風(fēng)冷系統(tǒng)。電站按每天“一充一放”模式運(yùn)行,充電時(shí)段主要為用電低谷期,放電時(shí)段主要為用電高峰期。

        1.1 主要收益項(xiàng)

        1.1.1 價(jià)差收益

        目前,山東電力現(xiàn)貨市場(chǎng)采用全電量競(jìng)價(jià)模式。按照“發(fā)電側(cè)報(bào)量報(bào)價(jià),用電側(cè)報(bào)量不報(bào)價(jià)”的原則,基于節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)出清方式確定現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格,并通過價(jià)差結(jié)算模式與中長(zhǎng)期市場(chǎng)交易實(shí)現(xiàn)電力現(xiàn)貨交易和中長(zhǎng)期市場(chǎng)交易的有效銜接[4]。通過山東電力交易平臺(tái)申報(bào)運(yùn)行日96點(diǎn)自調(diào)度曲線,按照申報(bào)信息參與日前現(xiàn)貨市場(chǎng)出清,電力交易系統(tǒng)在獲取運(yùn)行日的日前市場(chǎng)出清數(shù)據(jù)后,形成分時(shí)結(jié)算電價(jià),儲(chǔ)能電站通過低谷電價(jià)時(shí)段充電、高峰電價(jià)時(shí)段放電獲取價(jià)差收益。

        1.1.2 容量補(bǔ)償收益

        容量補(bǔ)償機(jī)制作為電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的重要補(bǔ)充,在明確機(jī)組對(duì)可靠性貢獻(xiàn)定價(jià)、引導(dǎo)電源有序投資、 實(shí)現(xiàn)資產(chǎn)合理配置方面發(fā)揮重要作用,因此需要完備的、市場(chǎng)化的容量回收機(jī)制。短期而言,中國(guó)容量補(bǔ)償機(jī)制承擔(dān)著應(yīng)對(duì)現(xiàn)貨市場(chǎng)出清價(jià)格大幅下降、彌補(bǔ)發(fā)電企業(yè)虧損、銜接中長(zhǎng)期與現(xiàn)貨市場(chǎng)的重要任務(wù)[5]。

        根據(jù)山東省能源局政策文件《關(guān)于進(jìn)一步做好2022年下半年山東省電力現(xiàn)貨市場(chǎng)結(jié)算試運(yùn)行工作有關(guān)事項(xiàng)的通知》[6],獨(dú)立儲(chǔ)能電站日發(fā)電可用容量與儲(chǔ)能電站核定充電容量和儲(chǔ)能電站日可用等效時(shí)間有關(guān),包括電站運(yùn)行狀態(tài)、備用狀態(tài)下的時(shí)間(電化學(xué)儲(chǔ)能電站日可用等效時(shí)間暫定為2 h)。

        根據(jù)山東省能源局政策文件《關(guān)于促進(jìn)我省新型儲(chǔ)能示范項(xiàng)目健康發(fā)展的若干措施》[7]:對(duì)示范項(xiàng)目參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)給予容量補(bǔ)償,補(bǔ)償費(fèi)用暫按電力市場(chǎng)規(guī)則中獨(dú)立儲(chǔ)能月度可用容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)的2倍執(zhí)行。

        1.1.3 租賃收益

        根據(jù)山東省能源局政策文件《關(guān)于開展儲(chǔ)能示范應(yīng)用的實(shí)施意見》[8]:新增集中式風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目,原則上按照不低于10%比例配建或租賃儲(chǔ)能設(shè)施,連續(xù)充電時(shí)間不低于2 h。

        根據(jù)山東省能源局政策文件《關(guān)于促進(jìn)我省新型儲(chǔ)能示范項(xiàng)目健康發(fā)展的若干措施》[7]:示范項(xiàng)目容量可在全省范圍內(nèi)租賃使用,本著公平開放的原則,示范項(xiàng)目容量應(yīng)在山東電力交易中心統(tǒng)一登記并開放,由省內(nèi)新能源企業(yè)租賃使用;新能源企業(yè)租賃的儲(chǔ)能容量視同企業(yè)配建的容量;山東電力交易中心按月度組織儲(chǔ)能可租賃容量與需求容量租賃撮合交易,交易結(jié)果作為新能源企業(yè)配置儲(chǔ)能容量的依據(jù)。符合條件的新能源發(fā)電企業(yè)按市場(chǎng)行情與儲(chǔ)能企業(yè)簽訂儲(chǔ)能容量租賃合同,并支付租賃費(fèi)用,同時(shí)租賃費(fèi)用標(biāo)準(zhǔn)需滿足電力交易中心租賃價(jià)格區(qū)間的要求。儲(chǔ)能電站價(jià)差收益和容量補(bǔ)償收益不受儲(chǔ)能租賃和租賃比例的影響。

        1.2 主要費(fèi)用項(xiàng)

        根據(jù)山東省能源局政策文件《關(guān)于促進(jìn)我省新型儲(chǔ)能示范項(xiàng)目健康發(fā)展的若干措施》[7]:新型儲(chǔ)能示范項(xiàng)目進(jìn)入電力現(xiàn)貨市場(chǎng)后,作為獨(dú)立市場(chǎng)主體參與市場(chǎng)交易;充電時(shí)為市場(chǎng)用戶,從電力現(xiàn)貨市場(chǎng)中直接購(gòu)電,放電時(shí)為發(fā)電企業(yè),在電力現(xiàn)貨市場(chǎng)進(jìn)行售電,相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)和政府性基金及附加。對(duì)新型儲(chǔ)能示范項(xiàng)目的購(gòu)電、售電差值征收輸配電價(jià)和政府性基金及附加。

        1.2.1 輸配電費(fèi)

        輸配電價(jià)按山東一般工商業(yè)35~110 kV的電價(jià)水平(0.171 7 元/(kW·h))收取,計(jì)量電量為損耗電量。

        1.2.2 政府性基金

        政府性基金包含國(guó)家重大水利基金、庫(kù)區(qū)移民基金、可再生能源基金三項(xiàng),電價(jià)按0.027 2元/ (kW·h)收取,計(jì)量電量為損耗電量。

        1.2.3 容量電費(fèi)

        中國(guó)在容量補(bǔ)償費(fèi)用的分?jǐn)偡绞街袘?yīng)盡可能考慮用戶對(duì)尖峰負(fù)荷的貢獻(xiàn)度。在尖峰負(fù)荷時(shí)段,對(duì)用電多的用戶多收取容量電費(fèi),可確保市場(chǎng)的公平性,并且從容量市場(chǎng)的角度激勵(lì)負(fù)荷側(cè)資源主動(dòng)參與電量平衡[5]。

        為了充分發(fā)揮價(jià)格杠桿在促進(jìn)節(jié)能減排和資源優(yōu)化配置等方面的積極作用,切實(shí)做好分時(shí)電價(jià)政策與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格信號(hào)的銜接,山東省發(fā)改委發(fā)布《山東省發(fā)展和改革委員會(huì)關(guān)于工商業(yè)分時(shí)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知》[9],進(jìn)一步完善了工商業(yè)分時(shí)電價(jià)政策。

        根據(jù)該政策:春季、秋季、冬季深谷段充電,容量電價(jià)系數(shù)為0.1;夏季谷段充電,容量電價(jià)系數(shù)為0.3。為了簡(jiǎn)化計(jì)算,假定一年的每日下網(wǎng)電量相等,容量電價(jià)系數(shù)的加權(quán)平均值為0.15。

        山東省的容量電價(jià)基準(zhǔn)為0.099 1 元/(kW·h),容量電價(jià)系數(shù)為0.15,則容量電價(jià)按0.014 865 元/(kW·h)收取,計(jì)量電量為下網(wǎng)電量。

        1.2.4 設(shè)備維修費(fèi)

        一方面,現(xiàn)階段大型電化學(xué)儲(chǔ)能電站的投運(yùn)時(shí)間較短,缺乏設(shè)備維修費(fèi)用的相關(guān)數(shù)據(jù);另一方面,電化學(xué)儲(chǔ)能電站的電氣一次系統(tǒng)和電池冷卻系統(tǒng)技術(shù)發(fā)展較快,已投運(yùn)電站數(shù)據(jù)的參考價(jià)值有限。根據(jù)江蘇、湖南儲(chǔ)能電站運(yùn)維服務(wù)的招標(biāo)情況,年運(yùn)維費(fèi)用占總投資的0.5%~1%[10]。

        1.2.5 人工運(yùn)維成本

        人工運(yùn)維成本取決于電站運(yùn)維人員數(shù)量和當(dāng)?shù)毓べY水平。相比于與火力發(fā)電廠、風(fēng)力電站、光伏電站聯(lián)合配置的電化學(xué)儲(chǔ)能電站,獨(dú)立電化學(xué)儲(chǔ)能電站的人工運(yùn)維成本更高。

        現(xiàn)階段,大型電化學(xué)儲(chǔ)能電站需24 h值守。常規(guī)值班為兩班制,每班設(shè)站長(zhǎng)1人,值長(zhǎng)1人,值班員2人,交易員1人,總計(jì)10人。每人每年綜合費(fèi)用按20萬元考慮,人工運(yùn)維成本約200萬元/a。

        1.2.6 貸款還款

        貸款還款取決于項(xiàng)目貸款額度、期限、利率和還款方式。

        1.3 凈收益計(jì)算公式

        電站凈收益為電站收益和費(fèi)用的差值,根據(jù)本文分析,電站凈收益計(jì)算公式為:

        Snet=S-C=S1+S2+S3-C1-

        C2-C3-C4-C5-C6

        (1)

        Snet=0.1Eont×[Uon+0.198 9-

        (Uoff+0.213 8)/ηEESS]+S2+

        S3-C4-C5-C6

        (2)

        式中:Snet為凈收益,萬元;S為總收益,萬元;C為總費(fèi)用,萬元;S1為價(jià)差收益,萬元;S2為容量補(bǔ)償收益,萬元;S3為租賃收益,萬元;C1為輸配電費(fèi),萬元;C2為政府性基金,萬元;C3為容量電費(fèi),萬元;C4為設(shè)備維修費(fèi),萬元;C5為人工運(yùn)維成本,萬元;C6為貸款還款,萬元;Eon為上網(wǎng)電量,MW·h;t為年運(yùn)行時(shí)間,d;Uon為上網(wǎng)電價(jià),元/(kW·h);Uoff為下網(wǎng)電價(jià),元/(kW·h);Uoff與Uon的差值為度電價(jià)差,元/(kW·h);ηEESS為綜合效率,%。

        2 凈收益主要影響因素

        2.1 基準(zhǔn)工況

        結(jié)合該電化學(xué)儲(chǔ)能電站2022年實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù),基準(zhǔn)工況的計(jì)算邊界條件如下:

        (1) 電化學(xué)儲(chǔ)能電站的裝機(jī)規(guī)模為100 MW/200 MW·h。

        (2) 電站年運(yùn)行330 d,運(yùn)行模式為 “一充一放”。

        (3) 日均上網(wǎng)電量為160 MW·h。

        (4) 電站綜合效率為76%。

        (5) 下網(wǎng)電價(jià)按電站2022年6月-12月的日均下網(wǎng)電價(jià)0.202元/(kW·h)計(jì)算。

        (6) 容量補(bǔ)償收益按2023年政策計(jì)算。

        2.2 綜合效率

        儲(chǔ)能電站綜合效率為評(píng)價(jià)周期內(nèi)儲(chǔ)能電站生產(chǎn)運(yùn)行過程中上網(wǎng)電量與下網(wǎng)電量之比。儲(chǔ)能電站損耗主要包含儲(chǔ)能系統(tǒng)損耗、站用電損耗及變配電損耗[11]。

        儲(chǔ)能系統(tǒng)損耗主要包含變流器交直流變換損耗和電池充放電損耗,該部分損耗是電站最大損耗項(xiàng)。站用電損耗主要包含電池艙空調(diào)、冷卻風(fēng)扇、監(jiān)控照明系統(tǒng)、消防系統(tǒng)用電等,該部分損耗是電站第二損耗項(xiàng)。變配電損耗主要包含主變壓器損耗、隔離變壓器損耗和線路損耗等。王曉等[12]對(duì)某大型電化學(xué)儲(chǔ)能電站的輔機(jī)負(fù)荷及站用電率優(yōu)化進(jìn)行研究,并提出了提升電站綜合效率的具體方案。

        由式(2)可見,電站凈收益與綜合效率呈正相關(guān), 綜合效率越高,電站凈收益越大。

        2.3 運(yùn)行費(fèi)用

        2.3.1 基準(zhǔn)工況運(yùn)行費(fèi)用

        運(yùn)行費(fèi)用包含損耗電量下網(wǎng)費(fèi)用、損耗電量輸配電費(fèi)用、損耗電量政府性基金、下網(wǎng)電量容量電費(fèi)?;鶞?zhǔn)工況電站運(yùn)行費(fèi)用詳見表1。由表1可得,基準(zhǔn)工況電站日均運(yùn)行費(fèi)用為2.337萬元。

        表1 基準(zhǔn)工況電站運(yùn)行費(fèi)用

        2.3.2 典型工況運(yùn)行費(fèi)用

        選取綜合效率為78%、80%、82%、84%和86%這5個(gè)典型工況,其他計(jì)算邊界條件不變。典型工況電站日均運(yùn)行費(fèi)用見圖1。

        圖1 典型工況電站日均運(yùn)行費(fèi)用

        由圖1可見,電站日均運(yùn)行費(fèi)用與綜合效率呈線性負(fù)相關(guān)。當(dāng)綜合效率從76%提升至86%時(shí),日均運(yùn)行費(fèi)用減少1.017萬元,降低43.5%,電站年收益增加約335.6萬元。

        2.4 臨界點(diǎn)度電價(jià)差

        當(dāng)式(2)中[Uon+0.198 9-(Uoff+0.213 8)/ηEESS]一項(xiàng)為零時(shí),電站凈收益與上網(wǎng)電量無關(guān),此時(shí)為臨界點(diǎn)。臨界點(diǎn)度電價(jià)差決定了電站凈收益與上網(wǎng)電量的正、負(fù)相關(guān)性,是電站運(yùn)行的關(guān)鍵指標(biāo)。當(dāng)上網(wǎng)電價(jià)升高、綜合效率提高或下網(wǎng)電價(jià)降低時(shí),該項(xiàng)為正值,電站凈收益與上網(wǎng)電量呈正相關(guān);反之,當(dāng)該項(xiàng)為負(fù)值時(shí),電站凈收益與上網(wǎng)電量呈負(fù)相關(guān)。典型工況臨界點(diǎn)的度電價(jià)差見表2。

        表2 典型工況臨界點(diǎn)度電價(jià)差 單位:元/(kW·h)

        由表2可見,在基準(zhǔn)工況下:當(dāng)度電價(jià)差為0.146元/(kW·h)時(shí),電站凈收益與上網(wǎng)電量無關(guān),此時(shí)為臨界點(diǎn);當(dāng)度電價(jià)差高于0.146元/(kW·h)時(shí),電站凈收益與上網(wǎng)電量呈正相關(guān),此時(shí)增加上網(wǎng)電量能增加電站凈收益;當(dāng)度電價(jià)差低于0.146元/(kW·h)時(shí),電站凈收益與上網(wǎng)電量呈負(fù)相關(guān),此時(shí)電站在獲得容量補(bǔ)償收益條件下應(yīng)盡量減少上網(wǎng)電量。

        不同綜合效率下臨界點(diǎn)度電價(jià)差與下網(wǎng)電價(jià)的關(guān)系見圖2。

        圖2 不同綜合效率下臨界點(diǎn)度電價(jià)差與下網(wǎng)電價(jià)的關(guān)系

        由圖2可見,下網(wǎng)電價(jià)一定時(shí),臨界點(diǎn)度電價(jià)差隨電站綜合效率的提升而顯著降低。在下網(wǎng)電價(jià)為0.2元/(kW·h)時(shí),臨界點(diǎn)度電價(jià)差由綜合效率為76%時(shí)的0.146元/(kW·h)降低到綜合效率為84%時(shí)的0.094元/(kW·h),降低約36%。綜合效率一定時(shí),臨界點(diǎn)度電價(jià)差與下網(wǎng)電價(jià)呈線性正相關(guān)。在綜合效率為80%時(shí),下網(wǎng)電價(jià)為0.1元/(kW·h)時(shí)對(duì)應(yīng)的臨界點(diǎn)度電價(jià)差為0.093元/(kW·h),下網(wǎng)電價(jià)升高到0.3元/(kW·h)時(shí),臨界點(diǎn)度電價(jià)差增加到0.143元/(kW·h),增加約54%。

        2.5 度電價(jià)差

        將式(2)轉(zhuǎn)化為:

        Snet=0.1Eont[(Uon-Uoff)+Uoff+0.198 9-

        (Uoff+0.213 8)/ηEESS]+S2+S3-

        C4-C5-C6

        (3)

        電站凈收益與度電價(jià)差呈正相關(guān),系數(shù)為上網(wǎng)電量。當(dāng)下網(wǎng)電價(jià)一定時(shí),度電價(jià)差越大,電站凈收益越高。

        在基準(zhǔn)工況下,電站度電價(jià)差每增加0.01元/(kW·h),年凈收益增加約69萬元。精準(zhǔn)預(yù)測(cè)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格對(duì)獲得電站凈收益至關(guān)重要。

        2.6 “兩充兩放”運(yùn)行策略

        “兩充兩放”即電站每日進(jìn)行2次充電、2次放電操作。采用“兩充兩放”運(yùn)行策略后電站的每日上網(wǎng)電量約為“一充一放”的2倍。

        實(shí)際運(yùn)行中“兩充兩放”運(yùn)行策略主要受兩方面制約:一方面受電池艙和變流器艙冷卻時(shí)間的物理制約;另一方面受度電價(jià)差的經(jīng)濟(jì)制約。物理制約方面:電站在夏季炎熱工況充、放電運(yùn)行時(shí),電池艙和變流器艙產(chǎn)生大量熱能,相應(yīng)的制冷通風(fēng)設(shè)備需要一定時(shí)間完成冷卻降溫;設(shè)備未完全冷卻前,不能進(jìn)行第2次充、放電操作。經(jīng)濟(jì)制約方面:電價(jià)反映電力供給側(cè)和需求側(cè)的供需關(guān)系,考慮到電站的充放電損耗及運(yùn)行相關(guān)費(fèi)用,當(dāng)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)沒有足夠的度電價(jià)差和時(shí)長(zhǎng)時(shí),電站進(jìn)行充放電操作便無法實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)收益。

        根據(jù)電站冬季工況運(yùn)行數(shù)據(jù),采用“兩充兩放”運(yùn)行策略后,綜合效率提高約2.5個(gè)百分點(diǎn)。當(dāng)下網(wǎng)電價(jià)為0.202元/(kW·h)時(shí),根據(jù)表2的數(shù)據(jù)計(jì)算可得,采用“兩充兩放”運(yùn)行策略,電站綜合效率由76%提升至78.5%,臨界點(diǎn)的度電價(jià)差由0.146元/(kW·h)降低到0.129元/(kW·h),降低約10%。因此,采用“兩充兩放”運(yùn)行策略可以有效降低電站臨界點(diǎn)的度電價(jià)差,擴(kuò)大電站經(jīng)濟(jì)運(yùn)行范圍,提升對(duì)電力現(xiàn)貨價(jià)差容忍度,提高電站凈收益。

        3 案例分析

        結(jié)合現(xiàn)階段電化學(xué)儲(chǔ)能電站的設(shè)計(jì)、投資建設(shè)、運(yùn)行等相關(guān)數(shù)據(jù),根據(jù)凈收益計(jì)算公式,對(duì)新建的100 MW/200 MW·h電化學(xué)儲(chǔ)能電站案例的經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)進(jìn)行分析,為電化學(xué)儲(chǔ)能電站的項(xiàng)目投資建設(shè)及運(yùn)營(yíng)優(yōu)化提供參考。

        3.1 邊界條件

        電站采用磷酸鐵鋰電池儲(chǔ)能,電池艙采用液冷系統(tǒng),工程靜態(tài)投資為4.2億元,電站綜合效率為82%。考慮不充放電日期和電站檢修因素,按年運(yùn)行330 d計(jì)算,運(yùn)行模式為“一充一放”,充、放電深度為90%??紤]到電池容量衰減,電站日均上網(wǎng)電量按150 MW·h計(jì)算,下網(wǎng)電價(jià)按0.202元/(kW·h)計(jì)算。容量補(bǔ)償收益按示范項(xiàng)目計(jì)算。

        3.2 電站運(yùn)行凈收益

        采用逐項(xiàng)法計(jì)算電站年運(yùn)行凈收益。根據(jù)對(duì)電站主要運(yùn)行費(fèi)用的分析,結(jié)合案例的邊界條件,電站年運(yùn)行相關(guān)費(fèi)用見表3,其中設(shè)備維修費(fèi)占總投資費(fèi)用的0.5%,人工運(yùn)維成本按10人、每人20萬元/a計(jì)算,貸款2.9億元,年利率為4.3%,期限為15 a,等額本息。根據(jù)對(duì)電站主要收益的分析,結(jié)合案例的邊界條件,電站年運(yùn)行相關(guān)收益詳見表4,其中平均下網(wǎng)電價(jià)為0.202元/(kW·h),平均上網(wǎng)電價(jià)為0.67元/(kW·h),租賃價(jià)格為300元/(kW·a)。

        表3 電站年運(yùn)行相關(guān)費(fèi)用

        表4 電站年運(yùn)行相關(guān)收益

        由表3和表4可得:電站年運(yùn)行費(fèi)用為3 350.9萬元,電站年運(yùn)行收益為5 828.9萬元,計(jì)算電站年運(yùn)行凈收益為2 468萬元。

        將案例的邊界條件代入式(2)中,計(jì)算電站年運(yùn)行凈收益為2 468萬元。

        通過案例分析可知,采用逐項(xiàng)法和公式法計(jì)算的電站年運(yùn)行凈收益相等,驗(yàn)證了計(jì)算公式的有效性。

        4 結(jié)語(yǔ)

        通過梳理山東電力現(xiàn)貨市場(chǎng)下電化學(xué)儲(chǔ)能電站相關(guān)政策,基于電站運(yùn)行主要收益項(xiàng)和費(fèi)用項(xiàng),總結(jié)凈收益計(jì)算公式,并且通過具體案例分析對(duì)公式有效性進(jìn)行驗(yàn)證,得出以下結(jié)論:

        (1) 電站凈收益與綜合效率呈正相關(guān)。

        (2) 電站存在臨界點(diǎn)度電價(jià)差,臨界點(diǎn)時(shí)的凈收益與上網(wǎng)電量無關(guān)。臨界點(diǎn)度電價(jià)差決定了電站凈收益與上網(wǎng)電量的正、負(fù)相關(guān)性,是電站運(yùn)行的關(guān)鍵指標(biāo)。當(dāng)下網(wǎng)電價(jià)一定時(shí),臨界點(diǎn)度電價(jià)差隨綜合效率的提升而顯著降低;當(dāng)綜合效率一定時(shí),臨界點(diǎn)度電價(jià)差與下網(wǎng)電價(jià)呈線性正相關(guān)。

        (3) 電站凈收益與度電價(jià)差呈正相關(guān),精準(zhǔn)預(yù)測(cè)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格對(duì)獲得電站凈收益至關(guān)重要。

        (4) 若采用“兩充兩放”運(yùn)行策略,可以有效降低電站臨界點(diǎn)度電價(jià)差,擴(kuò)大電站經(jīng)濟(jì)運(yùn)行范圍,提升對(duì)電力現(xiàn)貨價(jià)差容忍度,提高電站凈收益。

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