儲能電站商業模式初步研究

陳昆燦 劉 峻 江 熠

1.福建省電力勘測設計院

2.國網寧波供電公司

2016年2月，國家發改委、能源局、工信部聯合發布了《關于推進“互聯網+”智慧能源發展的指導意見》（發改能源〔2016〕392 號），指導意見中多處提及推動儲能產業發展；2017年3月國家能源局印發《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見（征求意見稿）》，意見中指出儲能是智能電網、可再生能源高占比能源系統、“互聯網+”智慧能源的重要組成部分和關鍵支撐技術，并提出兩個階段目標：（1）“十三五”期間，建成一批不同技術類型和應用場景的示范項目，研發一批重大關鍵技術與核心裝備，主要儲能技術達到國際先進水平并初步建立技術標準體系。（2）“十四五”期間，儲能項目廣泛應用，成為能源領域經濟新增長點；基于電力與能源市場的多種儲能商業模式蓬勃發展，形成一批有國際競爭力的市場主體。這些文件的發布為國內儲能市場的發展打開了巨大的商業化應用空間，并有望催生多種相關應用的盈利模式。本文基于磷酸鐵鋰電池，初步研究福建省投資儲能電站項目的商業模式。

1 儲能電站發展現狀

目前我國儲能產業在國內剛剛起步，產業發展還處在工程示范階段，國內已建成的化學儲能電站主要應用在用戶端分布式發電及微電網、集中式風光電站以及電網側儲能調頻調峰電站[1]。

用戶端分布式發電及微電網和集中式風光電站，主要的作用為削峰填谷、平滑出力、跟蹤計劃出力、輔助電網安全穩定運行等。截至2016年底，這兩類應用累計裝機規模已超過中國市場的80%，規模均在20 000 kW以內，占所接入的發電裝機規模8%～15%，電池放電時間在2～6 h。另外，為推動電池儲能電站在電網中的規模化應用，南方電網已投運一座調峰調頻鋰離子電池儲能電站，即深圳寶清鋰電池儲能電站容量為3 MW×4 h，通過2回10 kV電纜接入深圳電網110 kV變電站10 kV側。

2 商業模式初步研究

2.1 假定條件

儲能電站投資成本、充電電價、上網電價等按以下條件假定：

（1）電池壽命：采用磷酸鐵鋰電池，循環次數8 000次。

（2）投資成本：在考慮建設、人力、運維成本下，一套儲能電站系統的成本約3 000元/kWh。

（3）充電電價：根據省目錄電價及峰谷分時電價情況，儲能電站在低谷充電，對應的電價（采用大工業電價）為0.311 1元/kWh。

（4）上網電價：參照《福建省物價局關于貫徹國家發展改革委電價調整有關問題的通知》（閩價商〔2016〕2號）規定的“福建省燃煤機組標桿上網電價為0.373 7元/kWh（含稅、含脫硫、脫硝、除塵等環保電價）”考慮。

（5）效率：取0.9。可粗略測算出1kWh儲能電站每年收益=（0.3737-0.3111/0.9）×365=10.23元/kWh，顯然儲能電站項目投資回收期遠超過電池壽命期，不具有經濟效益。

因此，除性能、成本等內在因素以外，缺乏相應的市場機制是造成中國儲能推廣應用較為緩慢的最主要的原因。新一輪電改將開啟我國多個電力市場，例如需求響應、輔助服務、售電側等，儲能在這些領域都有廣闊的應用前景，并能創造出更多的價值[2]。

由于“十三五”期間福建省不會出現風電或光伏送出受限現象，發電側儲能光伏電站更多的只是用于平滑出力、減少波動，帶來的經濟收益空間有限，因此主要從接入電網側和用戶側兩個方面，假定儲能電站幾種商業運行模式并初步分析其投資回收期情況。

2.2 抽水蓄能電站管理模式

儲能電站功能與小型抽水蓄能電站類似，可以借鑒抽水蓄能的管理方式進行設定，形成可持續發展的經營模式。

我國抽水蓄能電站電價有3種方式計量：①單一電價制；②兩部制電價；③租賃電價。（1）兩部制電價模式

根據《國家發展改革委關于完善抽水蓄能電站價格機制有關問題的通知》（發改價〔2014〕1763號）：“電量價格主要體現抽水蓄能電站通過抽發電量實現的調峰填谷效益，主要彌補抽水蓄能電站抽發電損耗等變動成本，電價水平按當地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝、除塵等環保電價）執行；電網企業向抽水蓄能電站提供的抽水電量，電價按燃煤機組標桿上網電價的75%執行。”

以最大功率1 kW，放電時間1～8 h，每天按一充一放模式，考慮容量費用參照福建省基本電價最大需量39元/(kW?月），初步測算各放電時間下投資回收期見表1。可見參照抽水蓄能管理模式[3]下，在放電時間1～2 h運行，投資回收期相對較短（分別約6.1、11.7 a）。

表1 參照抽水蓄能管理模式下的各放電時間下

（2）租賃經營模式

儲能電站承租方每年應向出租方支付年租賃費用，租賃費可以支付儲能站的運行成本、稅金、合理利潤以及回收建設投資。還可以考慮與電池廠家簽訂電池設備租賃協議，盡量減少電池成本及維修費用。

2.3 電網側參與電力系統輔助服務管理模式

2016年6月國家能源局下發《關于促進電儲能參與“三北”地區電力輔助服務補償（市場）機制試點工作的通知》（國能監管〔2016〕164號），該政策對儲能在電力系統中的應用具有里程碑式的意義，是第一個給予了電儲能參與調峰調頻輔助服務身份的電力政策。該通知規定無論在發電側還是用戶側，儲能都可作為獨立主體參與輔助服務市場交易，同時鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、電儲能企業等第三方投資建設電儲能設施，但相關的結算機制并未確定。

現行調峰輔助服務分為基本調峰、有償調峰兩種。基本調峰是發電機組必須提供的輔助服務，目前沒有補償，因此儲能參與調峰輔助服務，將更多的參照有償調峰的相關規定，衡量收益，制定策略[4]。

調峰電價按“三北”地區有償調峰補償均值150元/MWh考慮，若上網電價參照火電上網電價0.373 7元/kWh，充電電價參照大工業低谷電價0.311 1元/kWh。以容量1 kWh為例，初步測算投資回收期需要長達25 a；若按照風電、光伏上網電價6.1、9.8元/kWh，其他條件不變，投資回收期則可縮短至14.6、8.8 a，經濟效益仍較差。

另外，如果儲能電站在參照抽水蓄能電站兩部制電價基礎上，又參與電力系統輔助服務（參與深度調峰），以最大功率1 kW，放電時間1～8 h，初步測算各放電時間下投資回收期見表2。可見該種運行模式下，在放電時間1～2 h運行，投資回收期相對較短（分別約4.4、7.4 a）。

表2 各放電時間下投資回收期初步測算

2.4 用戶側合同能源管理模式

合同能源管理是指在項目合作期間，節能服務公司為用能單位提供能源管理服務，利用儲能電站系統在低谷或平段電價時段存儲電力能源，在峰時電價時段向用能單位的負荷供電，利用峰谷、峰平時段的電價差特點產生節能效益，并由節能服務公司和用能單位按照約定的比例分享節能效益的能源管理模式。

以下根據福建省現行峰谷電價、時段劃分、儲能電站運行方式等情況，測算下該種商業模式下的經濟效益。

（1）測算基礎

1）目前福建省現行峰谷電價時段劃分：高峰、平段、低谷3個時段，各8 h。峰谷平各時段劃分示意見圖1。

2）銷售電價：按現行大工業目錄電價，平段0.622 2元/kWh，峰谷電價分別上下浮50%。

3）運行方式：儲能電站按滿功率放電時間1～8 h，8種情況考慮，低谷、平段充電，高峰放電。

（2） 最優容量比分析及效益測算

1）電費收益關系式簡析

售電量收益：X1=0.6222×1.5×T1 （1）

圖1 福建省峰谷平各時段劃分

購電量成本：

其中：T1、T2、T3分別為高峰放電時間、平段充電時間、低谷充電時間，且需滿足

將式（1）（2）帶入式（3），則得到

考慮到相同放電功率下，電池儲能時間與整體投資基本成正比關系，所以把度電容量電費收益(S)做為衡量經濟性的唯一指標：

2）最優容量比分析

從1 h容量起算，開展合同能源管理模式下的儲能電站最優容量比分析，各種容量配比模式下的投資回收期初步測算見表3。

可見在電池容量與投資基本成正比的基礎上，按照合同能源管理模式運營的調峰電站容量比不宜過高。現行峰谷電價體制下，容量比為2 h時取得的度電容量電費收益較優（可取得約2.02元/d電費收益）。另外，理論上電池功率還可以取得每月減少39元/kW容量電費（基本電價按最大需量取時為39元/kW·月-1）的效益。

在過去的3年里，鋰電池儲能成本迅速下降了50%，隨著智能電網的發展，今后儲能電池的大規模生產將較大幅度地減低電池成本（按每kWh計算），投資回收期也將進一步縮短。

需要說明的是，如果用戶從建設初期就考慮配建儲能電站削峰填谷，還將取得等量減少用戶總降變容量的節省投資效益（折合至變電裝置平均投資約200～300元/kVA）。

3 結論與建議

根據上述分析可見，在一定條件下，儲能電站應用在電網側和負荷側均具有一定的盈利能力。經初步測算，負荷側儲能電站投資回收期要好于電網側儲能電站，主要是應用在負荷側可獲取更多的峰谷差電價。但考慮到“十三五”末福建陸海風電總裝機預計將達約5 200 MW，系統的調峰調頻等問題將愈來愈突出，電網側儲能電站的應用也將具備一定的發展空間，初步測算結果如下：

表3 各種容量配比模式下的投資回收期初步測算表

（1）參照抽水蓄能管理模式下，以最大功率1 kW、放電時間1～8 h運行，在考慮充放電電價0.373 7、0.280 3元/kWh和容量收益（468元/kWa）下，初步測算放電時間1～2 h投資回收期相對較短（分別約6.1、11.7 a）。

（2）參照抽水蓄能電站兩部制電價基礎上，且參與電力系統輔助服務（參與有償深度調峰），以最大功率1 kW，放電時間1～8 h，初步測算放電時間1～2 h運行，投資回收期相對較短（分別約4.4、7.4 a）。

（3）參照用戶側合同能源管理，并根據福建省現行峰谷電價、時段劃分、儲能電站運行方式等情況，初步測算放電時間2 h運行，投資回收期相對較短，約7.7年（計及容量電價后3.5 a）。但省內峰谷差達上萬kW的商業用戶很少，需縮減調峰電站單站規模。

由于電池成本比重較大，如果以上幾種管理模式在考慮與電池廠家簽訂設備租賃協議，盡量減少投資成本，投資回收期也將進一步縮短。

隨著技術進步，電池儲能成本與技術已經逐漸進入經濟性區域，政府應加強對電池儲能技術的研究與應用的扶持力度。一方面政府可以參照新能源，給予相應的補貼政策；另一方面，我國電價是政府決定，政府可以制訂有利于儲能電站的電力峰谷和差別電價。

[1]鄭重,袁昕.電力儲能技術應用與展望[J].陜西電力, 2014,30（7）:4-8.孫振新,劉漢強,趙喆等. 儲能經濟性研究[J]. 中國電機工程學報[J], 2013,33（增刊）:54-58.

[2]王建軍, 黃阮明, 楊增輝. 華東地區抽水蓄能電站的節能效益分析[J].華東電力, 2012, 40（4）:613-616.

[3]楊舒婷,曹哲,時珊珊,王承民,衣濤.考慮不同利益主體的儲能電站經濟效益分析[J].電網與清潔能源, 2015,31（5）:89-93.

節能信息與動態

美研制成功能發電的混合能源織物

最近，美國喬治亞理工學院研究人員開發成功一種紡織物，可同時從陽光和運動中得到能量，轉化太陽能或動能成為電力。將來，使用這種織物做成的服裝能為可穿戴設備、智能手機、智能設備等電子產品供電，且成本低廉，可進行規模化生產。

據介紹，研發團隊制造的一種纖維織物，把由輕質聚合物纖維和纖維納米發電機組成的太陽能電池單元編織在一起。其中納米發電機利用摩擦起電效應，使用由旋轉、滑動、振動等物理運動引起的摩擦起電效應和靜電感應，產生少量電能。利用纖維摩擦起電效應的納米發電機，能捕捉由特定材料和不同材料運動接觸而產生的電能。而有關纖維織物的太陽能發電部分，研究團隊則使用線狀光電陽極和其他纖維織物編織在一起。紡織品的骨架由通常使用的聚合物材料組成，造價低廉而且環保。電極的制造工藝也是低成本，可應用于大規模制造。這種纖維織物性能良好，即使在嚴苛的環境下也可以正常發電，重復使用。

（李忠東 譯）

崇明區增加新能源租賃車投放 助力綠色出行

為推進崇明世界級生態島建設,崇明區交通委進加強與環球車享EVCARD合作，建成297個分時租賃網點，全面覆蓋崇明三島及重要交通樞紐，投放榮威ERX5新車型，加大電動汽車投放規模，區域內分時租賃營運車輛規模達到400輛左右，并上線了先進的電子圍欄技術和離島車輛收費策略，從技術和策略層面保障區域內用戶的出行用車需求。