基于實(shí)際案例的電網(wǎng)側(cè)儲能電站應(yīng)用場景及經(jīng)濟(jì)效益分析

陳曉勇，趙 鵬，黎宇博，盧新軍，高 龍，李富強(qiáng)

(1.中國能源建設(shè)集團(tuán)投資有限公司，北京 100022；2.中國能源建設(shè)集團(tuán)投資有限公司西北公司，西安 710065)

0 引言

近年來，中國西北部地區(qū)風(fēng)、光資源富集,新能源發(fā)電裝機(jī)容量大；而中東部地區(qū)經(jīng)濟(jì)發(fā)達(dá)，用電負(fù)荷高。為適應(yīng)“源”與“荷”錯位分布及大量風(fēng)、光等新能源接入電網(wǎng)的現(xiàn)狀，需要大力發(fā)展各類儲能技術(shù)，突破傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中電力生產(chǎn)和消費(fèi)必須“即發(fā)即用”的限制，以彌補(bǔ)電網(wǎng)在靈活調(diào)節(jié)性上的缺口，提升風(fēng)、光等新能源電力的消納能力。

隨著電力系統(tǒng)集成和運(yùn)行控制技術(shù)水平的提高，電化學(xué)儲能電站規(guī)模可達(dá)百兆瓦級乃至吉瓦級，其大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用條件日趨成熟，但作為新業(yè)態(tài)，新型儲能電站的商業(yè)模式與價格機(jī)制尚未完全清晰。文獻(xiàn)[1]梳理比較了國內(nèi)外新型儲能電站的價格機(jī)制與補(bǔ)償機(jī)制，分析了不同模式下新型儲能電站的經(jīng)濟(jì)性，并對中國新型儲能電站的價格機(jī)制提出相關(guān)建議。文獻(xiàn)[2]提出目前中國新型儲能產(chǎn)業(yè)仍處于商業(yè)化和規(guī)模化發(fā)展初期，相關(guān)的市場機(jī)制和電價政策還不夠完善，存在成本疏導(dǎo)不暢、社會主動投資意愿不高等問題，亟須加快推動電力體制改革和全國統(tǒng)一電力市場體系建設(shè)，完善新型儲能電站投資回報和成本疏導(dǎo)機(jī)制。文獻(xiàn)[3]總結(jié)了國外典型獨(dú)立式新型儲能電站的價格機(jī)制的實(shí)踐和經(jīng)驗(yàn)，敘述了中國儲能電站價格機(jī)制的相關(guān)探索，認(rèn)為政府兩部制電價模式和獨(dú)立參與電力市場模式均難以支撐儲能電站大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用，并提出了基于傳遞因子的儲能電站價格形成機(jī)制及成本疏導(dǎo)優(yōu)化方法。上述文獻(xiàn)對儲能電站價格機(jī)制進(jìn)行了理論性探索研究，但沒有就具體投資實(shí)務(wù)提出價格機(jī)制及分析項目投資的可行性。

本文基于寧夏回族自治區(qū)(下文簡稱為“寧夏”)固原市某大容量集中式儲能示范項目(該項目為電網(wǎng)側(cè)儲能電站)，分析電網(wǎng)現(xiàn)狀與需求，研究建立電網(wǎng)側(cè)儲能電站應(yīng)用場景，構(gòu)建商業(yè)模式并嘗試形成容量電價機(jī)制，據(jù)此分析該項目投資在經(jīng)濟(jì)層面上是否具有可行性。

1 電網(wǎng)側(cè)儲能電站的應(yīng)用場景研究

1.1 電網(wǎng)現(xiàn)狀與需求

寧夏電網(wǎng)骨干網(wǎng)為750/330/220 kV 等級，其中，750 kV 超高壓為雙回路環(huán)網(wǎng)結(jié)構(gòu)；330 kV超高壓形成環(huán)網(wǎng)、雙回鏈?zhǔn)降闹鬏o結(jié)合結(jié)構(gòu)，主要位于寧夏南部的吳忠市、中衛(wèi)市、固原市等地區(qū)；220 kV 高壓形成網(wǎng)格狀結(jié)構(gòu)，主要位于寧夏北部銀川市、石嘴山市等地區(qū)。截至2021 年底，寧夏電網(wǎng)中，火電總裝機(jī)容量為29710 MW，水電總裝機(jī)容量為422 MW，風(fēng)電總裝機(jī)容量為14548 MW，光伏發(fā)電總裝機(jī)容量約為13836 MW，風(fēng)、光新能源裝機(jī)占比達(dá)48.5%。電網(wǎng)范圍內(nèi)風(fēng)、光新能源裝機(jī)容量規(guī)模仍持續(xù)快速增長，同時，負(fù)荷增長緩慢，可調(diào)節(jié)負(fù)荷容量有限且尚難充分調(diào)動，電力系統(tǒng)調(diào)峰資源不足，調(diào)節(jié)電源以火電為主、小容量水電為輔。新能源電力消納能力已接近飽和、無法就近消納等問題日趨嚴(yán)峻。

儲能電站可在風(fēng)、光新能源電力的發(fā)電高峰時段充電，在發(fā)電低峰時段放電，可以隨時存儲電量并按需輸出電量。電網(wǎng)可利用儲能電站的削峰填谷能力，減少新能源發(fā)電量大或因新能源發(fā)電集中并網(wǎng)導(dǎo)致局部斷面輸電能力受限等造成的“棄電”現(xiàn)象，減少低谷時常規(guī)電源配置容量，為新能源電源的發(fā)展提供空間。寧夏電網(wǎng)急需利用電網(wǎng)側(cè)儲能電站的調(diào)節(jié)靈活性，彌補(bǔ)新能源發(fā)電的間歇性、波動性，促進(jìn)電網(wǎng)靈活與安全可靠運(yùn)行。

1.2 示范項目概況

該電網(wǎng)側(cè)儲能電站位于固原市，緊鄰330 kV 電網(wǎng)企業(yè)變電站。項目裝機(jī)規(guī)模為100MW/200MWh，儲能系統(tǒng)為集裝箱一體機(jī)，由儲能變流升壓一體機(jī)與儲能電池集裝箱組成。儲能單元經(jīng)過35 kV 變壓后接入110 kV 升壓站，并以1 回110 kV 線路接入電網(wǎng)企業(yè)變電站。項目選用磷酸鐵鋰電池，其響應(yīng)快、輸出功率精度高、易控制、運(yùn)行方式靈活，可滿足電力系統(tǒng)調(diào)峰、調(diào)頻、緊急功率支撐等多種應(yīng)用需求。該儲能電站已于2022 年12 月31 日并網(wǎng)運(yùn)行。

1.3 應(yīng)用場景選擇

固原市“十四五”期間規(guī)劃新建新能源裝機(jī)容量約為2390 MW，預(yù)計到2025 年，固原市累計新能源裝機(jī)容量將突破3 GW，伴隨風(fēng)、光新能源裝機(jī)容量逐漸增多，減少棄光、棄風(fēng)率的任務(wù)也越來越重。考慮到寧夏及項目所在地新能源裝機(jī)容量占比逐漸上升的趨勢，并結(jié)合寧夏當(dāng)?shù)仉娏o助服務(wù)市場運(yùn)營規(guī)則，本項目應(yīng)用場景重點(diǎn)選擇為系統(tǒng)調(diào)峰與電力供需時間轉(zhuǎn)移，重點(diǎn)解決新能源電力消納和電力系統(tǒng)調(diào)峰問題，可為固原市新能源發(fā)電的繼續(xù)開發(fā)與利用創(chuàng)造有利條件，輔助參與有功調(diào)頻、無功調(diào)壓等其他場景。

2 價格機(jī)制分析

作為新技術(shù)、新業(yè)態(tài)的新型儲能形式，電網(wǎng)側(cè)儲能電站大規(guī)模商業(yè)化需要解決一系列系統(tǒng)性問題，商業(yè)模式、成本分?jǐn)偤突厥諜C(jī)制是投資商的核心關(guān)切點(diǎn)。建立電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲能電站容量電價機(jī)制，逐步推動儲能電站參與電力市場[4]是形成電網(wǎng)側(cè)儲能價格機(jī)制的政策鼓勵方向。因此，本項目嘗試建立共享儲能商業(yè)模式，并參與市場電價機(jī)制。

2.1 容量電價機(jī)制

對于電網(wǎng)側(cè)儲能價格機(jī)制的制定，主要參考抽水蓄能的價格機(jī)制。政府對抽水蓄能價格機(jī)制的指導(dǎo)意見是：堅持容量電價與電量電價兩部制電價，容量電價補(bǔ)償調(diào)峰成本外的其他成本與賺取合理利潤，電量電價補(bǔ)償調(diào)峰的運(yùn)行成本，以政府定價為主，逐漸推向市場。由于抽水蓄能規(guī)模大、服務(wù)面廣，具體實(shí)操仍存在價格核定參數(shù)確定、核定程序確定、電價費(fèi)用分?jǐn)倷C(jī)制確定等諸多難題。相比于抽水蓄能電站，以電池為主的電網(wǎng)側(cè)儲能電站在建設(shè)時受限少、布置靈活，更易于通過市場形成價格機(jī)制。

共享儲能商業(yè)模式以市場化通過對外提供儲能電站容量租賃服務(wù)來分?jǐn)偨ㄔO(shè)成本，探索構(gòu)建電網(wǎng)側(cè)儲能電站容量電價機(jī)制。鑒于儲能電站的只存儲能源并不直接產(chǎn)生能源的本質(zhì)，其資本金基準(zhǔn)內(nèi)部收益率參照抽水蓄能項目設(shè)定為6.5%，模擬項目各種生產(chǎn)狀態(tài)，測算項目收入、成本和收益水平，確定該儲能電站容量電價按照回收項目固定資產(chǎn)投資原則測算，并確定為對外招租的基準(zhǔn)價。該儲能電站單位成本約為200 萬元/MWh，部分核心電池部件壽命周期約為10 年，按照壽命周期內(nèi)靜態(tài)回收計算分析，容量租賃基準(zhǔn)價設(shè)定為20 萬元/MWh。

鑒于該儲能電站主要作用是增加新能源電力消納及裝機(jī)容量，按照“誰受益、誰承擔(dān)”的原則，計劃向新能源項目提供儲能容量租賃服務(wù)。寧夏政策要求：新能源項目儲能配置比例不低于10%、連續(xù)儲能時長2 h 以上。從2021 年起，儲能設(shè)施與新能源項目同步投運(yùn)。存量項目在2022 年12 月底前完成儲能設(shè)施投運(yùn)[5]。以市場化方式配置儲能設(shè)施是政策引導(dǎo)的方向，截至2021 年底，該儲能電站所在區(qū)域風(fēng)電裝機(jī)容量為938.5 MW，光伏發(fā)電裝機(jī)容量為168 MW，上述存量項目按政策要求需配置約100MW/200MWh的儲能電站。因此，共享儲能商業(yè)模式有政策引導(dǎo)與需求支撐，該儲能電站也與新能源發(fā)電項目簽署了租賃意向協(xié)議。后續(xù)希望政府建設(shè)公共的租賃市場平臺，撮合市場參與方形成租賃交易。

2.2 市場電價機(jī)制

新的電力改革目標(biāo)要求加快電力中長期、現(xiàn)貨、輔助服務(wù)市場體系建設(shè)，當(dāng)下電網(wǎng)側(cè)儲能電站主要可參與電力輔助服務(wù)市場，按照市場規(guī)則提供有功平衡、無功平衡、事故應(yīng)急及電網(wǎng)恢復(fù)等服務(wù)。寧夏電力輔助服務(wù)市場于2018 年起試運(yùn)行，現(xiàn)已正式公布了電力輔助服務(wù)市場運(yùn)營規(guī)則，但僅明確了電儲能參與調(diào)峰的價格機(jī)制。

該儲能電站當(dāng)前只考慮參與輔助調(diào)峰服務(wù)。根據(jù)輔助調(diào)峰價格機(jī)制及當(dāng)前調(diào)峰補(bǔ)償價格現(xiàn)狀分析，作為火電調(diào)峰第1 檔電量調(diào)用后優(yōu)先調(diào)用的調(diào)峰主體，調(diào)峰價格按照0.6 元/kWh 上限值申報，處于火電1、2 檔調(diào)峰上限值之間。后續(xù)將呼吁政府盡快健全電力輔助服務(wù)市場，擴(kuò)大交易品種，完善相應(yīng)價格機(jī)制，最大化發(fā)揮新型儲能電站的功效。

3 投資效益分析

3.1 項目成本分析

該儲能電站建設(shè)內(nèi)容包括儲能系統(tǒng)、110 kV升壓站、110 kV 送出線路等，儲能系統(tǒng)采用集裝箱一體化方案，預(yù)制艙戶外布置。測算該儲能電站動態(tài)投資成本約為40000 萬元，折合單位投資成本為200 萬元/MWh，其中儲能系統(tǒng)單位投資成本折合為150 萬元/MWh。

3.2 收入分析

該項目收入主要來自容量租賃與調(diào)峰補(bǔ)償。考慮到該儲能電站參與輔助調(diào)峰時應(yīng)為容量租賃企業(yè)預(yù)留對應(yīng)時段的新增發(fā)電空間，租賃容量按實(shí)際裝機(jī)容量的50%考慮。基于寧夏電網(wǎng)年度負(fù)荷預(yù)測及電源裝機(jī)規(guī)模，對該儲能電站進(jìn)行8760 h 的生產(chǎn)模擬，計算年完全充放電次數(shù)并模擬計算各年充放電量。

3.3 成本分析

儲能電站總成本由經(jīng)營成本、折舊費(fèi)、攤銷費(fèi)和財務(wù)費(fèi)用構(gòu)成。

3.3.1 經(jīng)營成本

該儲能電站的經(jīng)營成本是其日常運(yùn)轉(zhuǎn)的主要支出，由充放電損耗、檢修費(fèi)用、運(yùn)行人員成本、其他運(yùn)行管理費(fèi)用組成。

1)充放電損耗按照“燃煤發(fā)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價×(儲能充電量-儲能放電量)”計算。

2)檢修費(fèi)用包括電池系統(tǒng)、儲能變流器、儲能監(jiān)控系統(tǒng)、輸變電設(shè)備接入及輔助設(shè)施，檢修費(fèi)通常以費(fèi)率計取，計算基準(zhǔn)為不含建設(shè)期利息的固定資產(chǎn)值。第10 年需考慮電池大修回收、更換的費(fèi)用。

3)運(yùn)行人員成本按照少人值守原則，設(shè)置站長、主值、電站巡檢等簡單維護(hù)人員，以及廚師、清潔人員等，按定員6 人考慮。

4)其他運(yùn)行管理費(fèi)用主要包括儲能電站日常管理開支、對外售電開支及固定資產(chǎn)保險等。固定資產(chǎn)保險按費(fèi)率計取，費(fèi)率取0.05%；其余費(fèi)用按照項目裝機(jī)容量計算，應(yīng)合理設(shè)立單位費(fèi)用指標(biāo)計算。

綜合以上，計算得到該儲能電站的年經(jīng)營成本約為400 萬元。

3.3.2 折舊費(fèi)及攤銷費(fèi)

折舊費(fèi)和攤銷費(fèi)的計算可按照各投資方的財務(wù)管理規(guī)定執(zhí)行，采用常規(guī)直線法，按規(guī)定選取折舊、攤銷年限，選取殘值率進(jìn)行計算。

3.3.3 財務(wù)費(fèi)用

該儲能電站的財務(wù)費(fèi)用主要為建設(shè)儲能電站籌資發(fā)生的利息，包括建設(shè)期借款、流動資金借款、運(yùn)營期短期借款所產(chǎn)生的利息。與意向銀行溝通，該儲能電站長期借款利率為3.5%，流動資金及短期貸款利率為3.25%，采用等額還本付息方式還款。

3.4 盈利能力分析

盈利能力判定指標(biāo)由項目資本金內(nèi)部收益率體現(xiàn)。即在擬定的融資方案下，從項目資本金出資者整體的角度，確定其現(xiàn)金流入和現(xiàn)金流出，編制項目資本金現(xiàn)金流量表，利用資金時間價值原理進(jìn)行折現(xiàn)，計算項目資本金內(nèi)部收益率RFIR[6]，計算式為：

式中：CI為現(xiàn)金流入；CO為現(xiàn)金流出；(CICO)t為第t年的凈現(xiàn)金流量；n為計算期。

按上述條件，通用財務(wù)評價軟件測算，該儲能電站的資本金內(nèi)部收益率為6.6%，接近抽水蓄能電站的資本金內(nèi)部收益率水平，項目投資在經(jīng)濟(jì)層面上基本可行。

4 結(jié)論

在新能源裝機(jī)容量占比大、系統(tǒng)調(diào)峰需求高的地區(qū)，合理配置大容量、中長時儲能電站，是支撐構(gòu)建新型電力系統(tǒng)、高比例消納新能源電力的客觀需要。本文基于大容量集中式電網(wǎng)側(cè)儲能示范項目，構(gòu)建了共享儲能商業(yè)模式，探索了市場化提供儲能容量租賃服務(wù)，并構(gòu)建了電網(wǎng)側(cè)儲能電站容量電價機(jī)制，推動儲能電站參與相關(guān)電力市場。經(jīng)計算分析，該項目投資收益尚可，在經(jīng)濟(jì)層面上基本可行。后續(xù)仍需加快各類電力市場建設(shè)進(jìn)度，健全電力輔助服務(wù)市場的交易品種與價格機(jī)制，推動儲能電站參與各類電力市場，最大化發(fā)揮新型儲能電站的作用。