大規模儲能電站盈利模式及經濟效益分析

楊少波尹 瑞李鐵成王 磊孟 良周 文陳天英趙志軍

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

儲能技術是國家電網有限公司“三型兩網”體系建設的重要組成部分和關鍵支撐技術,對于構建清潔低碳、安全高效的能源體系,促進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,隨著我國電化學儲能技術的不斷發展,電化學儲能成本大幅下降[3-4],已經具備大規模應用的商業條件,與此同時,國家及公司內部儲能相關政策的相繼出臺,明確了儲能在我國能源體系中的重要戰略地位,為開展大規模儲能示范項目建設提供了政策保障。為促進大規模儲能電站在電網內部署工作的開展,需要進行儲能電站投資成本及效益的分析[5-8]。

1 盈利模式及經濟效益

1.1 商業模式

a.全額投資模式。按照固定資產投資模式,由省電力公司全額投資和運營管理。項目資產全部對省公司所有,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,省電力公司通過租賃的方式對儲能電站享有使用權,省電力公司按年支付租賃費用。

c.合同能源管理模式。由綜合能源公司負責投資儲能電站建設,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 盈利模式及經濟效益模型

1.3.1 需求側響應收益模型

需求側響應收益模型如下:

式中:BR為需求側響應收益;PNS為儲能裝置的額定功率,萬k W;t為每年電力需求響應執行天數;N為每日執行電力需求響應次數;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荷低谷時段利用盈余電量進行充電,在用電負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小時充電時大工業用戶谷時電價,元/k Wh;N為每日充放電小時數;μ為充放電轉換效率。

1.3.3 回收棄風電量收益模型

在我國風能資源豐富的地區,風力發電量要遠高于當地的用電量需求,從而造成大規模的棄風情況。儲能電站建成后,可以通過特高壓輸電線路將風電基地的大規模棄風電量以超低的價格進行充電,在本省電網負荷高峰時放電,以此來獲取收益。回收棄風電量的收益模型如下:

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

1.3.4 輔助調峰服務收益模型

由于供暖期內火電機組的運行狀態與正常月份差距較大,輔助調峰服務的價格也不相同,所以要將供暖期的輔助調峰服務收益單獨計算。

11月至次年3月(供暖期)日輔助調峰收益按照《華北電力調峰輔助服務市場運營規則(試運行版)》(2018年)計算:

式中:BAX1為每天輔助調峰收益,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峰服務報價,元/MWh。

4月至10月日輔助調峰收益以式(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峰服務報價,元/MWh。

一年按360天計算,儲能電站運行年收益為:

2 算例分析

結合華北某省電網的特點,以華北某省的儲能電站項目為算例進行分析。

2.1 商業運營模式

通過對3種常用的商業運行模式的分析比較得出該省電網側100 MW/200 MWh儲能電站項目擬采用合同能源管理模式:省綜合能源服務公司投資建設儲能電站本體部分,省公司投資建設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籌調度,電站資產歸屬省綜合能源公司,10年合同期后資產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 建設成本

對電網側100 MW/200 MWh 儲能電站項目,通過對國內3家大的電氣設備廠家進行調研分析,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成本在7億左右。不包含儲能電站項目運營期間儲能電站的日常運維成本、運行過程中的技改投入,以及投資財務成本。

2.3 盈利分析

2.3.1 需求側響應收益

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

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

儲能電站10年需求側響應收益為2.4億元。所以,儲能電站通過需求側響應收益在10年合同期內無法盈利,儲能電站度電成本降至1.2元/Wh及以下時方可在循環壽命周期內實現盈利。

2.3.2 峰谷價差收益

充放電量價格參照華北發改委價格[2019]468號文件,工商業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 工商業用電峰谷電價示意

由圖1可知,儲能電站1天內只能進行1次低谷段充電,如果1天內進行2次充放電循環,則另外1次只能在平段內充電。

該省峰谷價差見表2。

表2 某省電網峰谷價差 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天運行考慮。

執行單一制電價時,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壽命周期內實現盈利。

執行兩部制電價時,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壽命周期內實現盈利。

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

2.3.3 儲能系統應用于購買棄風電量的收益

若風電基地棄風電量售價0.06 元/k Wh,風電輸電成本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,可得棄風棄電量回收的年收益。

執行單一制電價,年棄風電量回收收益:

BQD=0.731億元

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

執行兩部制電價,儲能電站在10年合同期內年棄風電量回收收益:

BQD=0.661億元

10年合同期內收益為6.61億元,不能收回建設成本。

綜上可得,儲能電站應用于棄風電量回收時無法在10年合同期內盈利,若儲能電站度電成本降至3.3元/Wh以下可在合同期內實現盈利。

2.3.4 輔助調峰服務收益

華北地區調峰輔助服務現行結算方法,國家能源局《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)》規定,機組因深度調峰服務造成的比基本調峰少發的電量,按照50元/MWh 進行補償;《華北電力調峰輔助服務市場運營規則(試運行版)》(2018)規定采用分檔申報,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規模儲能項目全容量提供輔助調峰服務,1天提供2次,滿充滿放,平均轉換效率年平均按85%,不考慮儲能電池設備折舊(即SOC不變),則儲能電站提供輔助調峰服務的日收益計算如下:按照儲能電站提供輔助調峰服 務 報 價 范 圍 0 ～400 元/MWh,步 長10元/MWh,根據式(5)—(7)可得10年合同期內儲能電站提供輔助調峰收益見圖2。

圖2 儲能電站提供輔助調峰收益

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

2.3.5 多模式復合收益

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

3 結論及建議

綜上所述在當前儲能相關政策、峰谷電價辦法及某省電網可開展的儲能相關業務情況下,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運營,必須有電力輔助服務的配套政策出臺,只有根據本省電網的特點,出臺相應電力需求響應及系統節能補貼相關政策,電池儲能的商業運營才能在運營期內收回成本并盈利。因此提出如下建議。

a.積極爭取儲能相關政策。一是爭取調整峰谷分時電價政策。根據省電網100 MW/200 MWh電池儲能項目建設、運行成本估算,在10年合同期內,峰谷價差需達到0.65元/k Wh左右才能實現成本回收,目前某電網峰谷價差為0.5元/k Wh,價差偏小,難以支撐儲能項目建設應用。應爭取將尖谷/峰谷價差調整為0.7元/k Wh左右比較合適。二是爭取出臺需求響應補貼政策與輔助服務政策。可借鑒江蘇經驗,加強與經信委、物價局、能監辦溝通聯系,先做好技術經濟分析方案,提供測算模型,推動政府爭取盡早出臺需求響應補貼政策與有償輔助服務政策,建立資金平衡賬戶,為電網儲能發展創造良好政策空間。

b.合理選擇商業模式。結合本省電網的實際情況,根據不同商業運營模式的特點,合理選擇儲能電站的商業運營模式在采用合同能源管理模式的同時,綜合能源服務公司可另外與電池廠商簽訂分期付款供貨協議,或是收益分享模式等轉移資金壓力。

c.合理設計儲能電站的盈利模式。應根據儲能電站的選址、類型及裝機規模等特點,分析不同應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行協調控制,實現多個盈利模式共同發揮作用,達到經濟效益的最大化。