電力現(xiàn)貨市場下山東電化學儲能電站凈收益分析

王 曉,周海妮,范云鵬,卞 峰,溫以千,陳 娜,韓小崗,牟 強

(1. 國網(wǎng)山東綜合能源服務有限公司, 濟南 250001;2. 山東電力工程咨詢院有限公司, 濟南 250013)

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

隨著儲能行業(yè)的快速發(fā)展,有關儲能的技術知識及工程經(jīng)驗大量積累。現(xiàn)階段對電化學儲能電站的研究主要集中在行業(yè)政策、儲能成本等方面,對電力現(xiàn)貨市場下電站運行收益的研究相對較少。裴善鵬等[3]對電力現(xiàn)貨市場下新能源配置儲能的盈利模式進行分析。關立等[4]對山東電力現(xiàn)貨市場獨立儲能電站的交易結算機制進行分析。

作為國內(nèi)首批電力現(xiàn)貨市場建設試點,山東省率先推出獨立儲能設施現(xiàn)貨市場交易機制[3]。電力現(xiàn)貨市場下,電化學儲能電站的經(jīng)營現(xiàn)金流需要應對購電費用、貸款還款、設備維修費、人工運維成本等一系列支出,同時電站運營還面臨價差收益不理想、容量補償收益下降和租賃收益下降等風險。提高收益水平成為電化學儲能電站獨立商業(yè)化運行、大規(guī)模應用推廣的首要挑戰(zhàn)。

筆者以山東某100 MW/200 MW·h電化學儲能電站為研究對象,分析并總結現(xiàn)有政策下山東電化學儲能電站凈收益的計算公式,運用該公式進行案例分析,為優(yōu)化電站運行策略、提高電站收益水平提供參考。

1 電站凈收益計算公式

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

1.1 主要收益項

1.1.1 價差收益

目前,山東電力現(xiàn)貨市場采用全電量競價模式。按照“發(fā)電側報量報價,用電側報量不報價”的原則,基于節(jié)點邊際電價出清方式確定現(xiàn)貨市場價格,并通過價差結算模式與中長期市場交易實現(xiàn)電力現(xiàn)貨交易和中長期市場交易的有效銜接[4]。通過山東電力交易平臺申報運行日96點自調(diào)度曲線,按照申報信息參與日前現(xiàn)貨市場出清,電力交易系統(tǒng)在獲取運行日的日前市場出清數(shù)據(jù)后,形成分時結算電價,儲能電站通過低谷電價時段充電、高峰電價時段放電獲取價差收益。

1.1.2 容量補償收益

容量補償機制作為電力現(xiàn)貨市場的重要補充,在明確機組對可靠性貢獻定價、引導電源有序投資、 實現(xiàn)資產(chǎn)合理配置方面發(fā)揮重要作用,因此需要完備的、市場化的容量回收機制。短期而言,中國容量補償機制承擔著應對現(xiàn)貨市場出清價格大幅下降、彌補發(fā)電企業(yè)虧損、銜接中長期與現(xiàn)貨市場的重要任務[5]。

根據(jù)山東省能源局政策文件《關于進一步做好2022年下半年山東省電力現(xiàn)貨市場結算試運行工作有關事項的通知》[6],獨立儲能電站日發(fā)電可用容量與儲能電站核定充電容量和儲能電站日可用等效時間有關,包括電站運行狀態(tài)、備用狀態(tài)下的時間(電化學儲能電站日可用等效時間暫定為2 h)。

根據(jù)山東省能源局政策文件《關于促進我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》[7]:對示范項目參與電力現(xiàn)貨市場給予容量補償,補償費用暫按電力市場規(guī)則中獨立儲能月度可用容量補償標準的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《關于開展儲能示范應用的實施意見》[8]:新增集中式風電、光伏發(fā)電項目,原則上按照不低于10%比例配建或租賃儲能設施,連續(xù)充電時間不低于2 h。

根據(jù)山東省能源局政策文件《關于促進我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》[7]:示范項目容量可在全省范圍內(nèi)租賃使用,本著公平開放的原則,示范項目容量應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能可租賃容量與需求容量租賃撮合交易,交易結果作為新能源企業(yè)配置儲能容量的依據(jù)。符合條件的新能源發(fā)電企業(yè)按市場行情與儲能企業(yè)簽訂儲能容量租賃合同,并支付租賃費用,同時租賃費用標準需滿足電力交易中心租賃價格區(qū)間的要求。儲能電站價差收益和容量補償收益不受儲能租賃和租賃比例的影響。

1.2 主要費用項

根據(jù)山東省能源局政策文件《關于促進我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》[7]:新型儲能示范項目進入電力現(xiàn)貨市場后,作為獨立市場主體參與市場交易;充電時為市場用戶,從電力現(xiàn)貨市場中直接購電,放電時為發(fā)電企業(yè),在電力現(xiàn)貨市場進行售電,相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。對新型儲能示范項目的購電、售電差值征收輸配電價和政府性基金及附加。

1.2.1 輸配電費

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

1.2.2 政府性基金

政府性基金包含國家重大水利基金、庫區(qū)移民基金、可再生能源基金三項,電價按0.027 2元/ (kW·h)收取,計量電量為損耗電量。

1.2.3 容量電費

中國在容量補償費用的分攤方式中應盡可能考慮用戶對尖峰負荷的貢獻度。在尖峰負荷時段,對用電多的用戶多收取容量電費,可確保市場的公平性,并且從容量市場的角度激勵負荷側資源主動參與電量平衡[5]。

為了充分發(fā)揮價格杠桿在促進節(jié)能減排和資源優(yōu)化配置等方面的積極作用,切實做好分時電價政策與電力現(xiàn)貨市場價格信號的銜接,山東省發(fā)改委發(fā)布《山東省發(fā)展和改革委員會關于工商業(yè)分時電價政策有關事項的通知》[9],進一步完善了工商業(yè)分時電價政策。

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

山東省的容量電價基準為0.099 1 元/(kW·h),容量電價系數(shù)為0.15,則容量電價按0.014 865 元/(kW·h)收取,計量電量為下網(wǎng)電量。

1.2.4 設備維修費

一方面,現(xiàn)階段大型電化學儲能電站的投運時間較短,缺乏設備維修費用的相關數(shù)據(jù);另一方面,電化學儲能電站的電氣一次系統(tǒng)和電池冷卻系統(tǒng)技術發(fā)展較快,已投運電站數(shù)據(jù)的參考價值有限。根據(jù)江蘇、湖南儲能電站運維服務的招標情況,年運維費用占總投資的0.5%～1%[10]。

1.2.5 人工運維成本

人工運維成本取決于電站運維人員數(shù)量和當?shù)毓べY水平。相比于與火力發(fā)電廠、風力電站、光伏電站聯(lián)合配置的電化學儲能電站,獨立電化學儲能電站的人工運維成本更高。

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

1.2.6 貸款還款

貸款還款取決于項目貸款額度、期限、利率和還款方式。

1.3 凈收益計算公式

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

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為總費用,萬元;S1為價差收益,萬元;S2為容量補償收益,萬元;S3為租賃收益,萬元;C1為輸配電費,萬元;C2為政府性基金,萬元;C3為容量電費,萬元;C4為設備維修費,萬元;C5為人工運維成本,萬元;C6為貸款還款,萬元;Eon為上網(wǎng)電量,MW·h;t為年運行時間,d;Uon為上網(wǎng)電價,元/(kW·h);Uoff為下網(wǎng)電價,元/(kW·h);Uoff與Uon的差值為度電價差,元/(kW·h);ηEESS為綜合效率,%。

2 凈收益主要影響因素

2.1 基準工況

結合該電化學儲能電站2022年實際運行數(shù)據(jù),基準工況的計算邊界條件如下:

(1) 電化學儲能電站的裝機規(guī)模為100 MW/200 MW·h。

(2) 電站年運行330 d,運行模式為 “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)電價按電站2022年6月-12月的日均下網(wǎng)電價0.202元/(kW·h)計算。

(6) 容量補償收益按2023年政策計算。

2.2 綜合效率

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

儲能系統(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。站用電損耗主要包含電池艙空調(diào)、冷卻風扇、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。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]對某大型電化學儲能電站的輔機負荷及站用電率優(yōu)化進行研究,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, 綜合效率越高,電站凈收益越大。

2.3 運行費用

2.3.1 基準工況運行費用

運行費用包含損耗電量下網(wǎng)費用、損耗電量輸配電費用、損耗電量政府性基金、下網(wǎng)電量容量電費。基準工況電站運行費用詳見表1。由表1可得,基準工況電站日均運行費用為2.337萬元。

表1 基準工況電站運行費用

2.3.2 典型工況運行費用

選取綜合效率為78%、80%、82%、84%和86%這5個典型工況,其他計算邊界條件不變。典型工況電站日均運行費用見圖1。

圖1 典型工況電站日均運行費用

由圖1可見,電站日均運行費用與綜合效率呈線性負相關。當綜合效率從76%提升至86%時,日均運行費用減少1.017萬元,降低43.5%,電站年收益增加約335.6萬元。

2.4 臨界點度電價差

當式(2)中[Uon+0.198 9-(Uoff+0.213 8)/ηEESS]一項為零時,電站凈收益與上網(wǎng)電量無關,此時為臨界點。臨界點度電價差決定了電站凈收益與上網(wǎng)電量的正、負相關性,是電站運行的關鍵指標。當上網(wǎng)電價升高、綜合效率提高或下網(wǎng)電價降低時,該項為正值,電站凈收益與上網(wǎng)電量呈正相關;反之,當該項為負值時,電站凈收益與上網(wǎng)電量呈負相關。典型工況臨界點的度電價差見表2。

表2 典型工況臨界點度電價差 單位:元/(kW·h)

由表2可見,在基準工況下:當度電價差為0.146元/(kW·h)時,電站凈收益與上網(wǎng)電量無關,此時為臨界點;當度電價差高于0.146元/(kW·h)時,電站凈收益與上網(wǎng)電量呈正相關,此時增加上網(wǎng)電量能增加電站凈收益;當度電價差低于0.146元/(kW·h)時,電站凈收益與上網(wǎng)電量呈負相關,此時電站在獲得容量補償收益條件下應盡量減少上網(wǎng)電量。

不同綜合效率下臨界點度電價差與下網(wǎng)電價的關系見圖2。

圖2 不同綜合效率下臨界點度電價差與下網(wǎng)電價的關系

由圖2可見,下網(wǎng)電價一定時,臨界點度電價差隨電站綜合效率的提升而顯著降低。在下網(wǎng)電價為0.2元/(kW·h)時,臨界點度電價差由綜合效率為76%時的0.146元/(kW·h)降低到綜合效率為84%時的0.094元/(kW·h),降低約36%。綜合效率一定時,臨界點度電價差與下網(wǎng)電價呈線性正相關。在綜合效率為80%時,下網(wǎng)電價為0.1元/(kW·h)時對應的臨界點度電價差為0.093元/(kW·h),下網(wǎng)電價升高到0.3元/(kW·h)時,臨界點度電價差增加到0.143元/(kW·h),增加約54%。

2.5 度電價差

將式(2)轉化為:

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差呈正相關,系數(shù)為上網(wǎng)電量。當下網(wǎng)電價一定時,度電價差越大,電站凈收益越高。

在基準工況下,電站度電價差每增加0.01元/(kW·h),年凈收益增加約69萬元。精準預測電力現(xiàn)貨市場價格對獲得電站凈收益至關重要。

2.6 “兩充兩放”運行策略

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

實際運行中“兩充兩放”運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間的物理制約;另一方面受度電價差的經(jīng)濟制約。物理制約方面:電站在夏季炎熱工況充、放電運行時,電池艙和變流器艙產(chǎn)生大量熱能,相應的制冷通風設備需要一定時間完成冷卻降溫;設備未完全冷卻前,不能進行第2次充、放電操作。經(jīng)濟制約方面:電價反映電力供給側和需求側的供需關系,考慮到電站的充放電損耗及運行相關費用,當電力現(xiàn)貨市場沒有足夠的度電價差和時長時,電站進行充放電操作便無法實現(xiàn)經(jīng)濟收益。

根據(jù)電站冬季工況運行數(shù)據(jù),采用“兩充兩放”運行策略后,綜合效率提高約2.5個百分點。當下網(wǎng)電價為0.202元/(kW·h)時,根據(jù)表2的數(shù)據(jù)計算可得,采用“兩充兩放”運行策略,電站綜合效率由76%提升至78.5%,臨界點的度電價差由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”運行策略可以有效降低電站臨界點的度電價差,擴大電站經(jīng)濟運行范圍,提升對電力現(xiàn)貨價差容忍度,提高電站凈收益。

3 案例分析

結合現(xiàn)階段電化學儲能電站的設計、投資建設、運行等相關數(shù)據(jù),根據(jù)凈收益計算公式,對新建的100 MW/200 MW·h電化學儲能電站案例的經(jīng)濟性指標進行分析,為電化學儲能電站的項目投資建設及運營優(yōu)化提供參考。

3.1 邊界條件

電站采用磷酸鐵鋰電池儲能,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%?？紤]不充放電日期和電站檢修因素,按年運行330 d計算,運行模式為“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計算,下網(wǎng)電價按0.202元/(kW·h)計算。容量補償收益按示范項目計算。

3.2 電站運行凈收益

采用逐項法計算電站年運行凈收益。根據(jù)對電站主要運行費用的分析,結合案例的邊界條件,電站年運行相關費用見表3,其中設備維修費占總投資費用的0.5%,人工運維成本按10人、每人20萬元/a計算,貸款2.9億元,年利率為4.3%,期限為15 a,等額本息。根據(jù)對電站主要收益的分析,結合案例的邊界條件,電站年運行相關收益詳見表4,其中平均下網(wǎng)電價為0.202元/(kW·h),平均上網(wǎng)電價為0.67元/(kW·h),租賃價格為300元/(kW·a)。

表3 電站年運行相關費用

表4 電站年運行相關收益

由表3和表4可得:電站年運行費用為3 350.9萬元,電站年運行收益為5 828.9萬元,計算電站年運行凈收益為2 468萬元。

將案例的邊界條件代入式(2)中,計算電站年運行凈收益為2 468萬元。

通過案例分析可知,采用逐項法和公式法計算的電站年運行凈收益相等,驗證了計算公式的有效性。

4 結語

通過梳理山東電力現(xiàn)貨市場下電化學儲能電站相關政策,基于電站運行主要收益項和費用項,總結凈收益計算公式,并且通過具體案例分析對公式有效性進行驗證,得出以下結論:

(1) 電站凈收益與綜合效率呈正相關。

(2) 電站存在臨界點度電價差,臨界點時的凈收益與上網(wǎng)電量無關。臨界點度電價差決定了電站凈收益與上網(wǎng)電量的正、負相關性,是電站運行的關鍵指標。當下網(wǎng)電價一定時,臨界點度電價差隨綜合效率的提升而顯著降低;當綜合效率一定時,臨界點度電價差與下網(wǎng)電價呈線性正相關。

(3) 電站凈收益與度電價差呈正相關,精準預測電力現(xiàn)貨市場價格對獲得電站凈收益至關重要。

(4) 若采用“兩充兩放”運行策略,可以有效降低電站臨界點度電價差,擴大電站經(jīng)濟運行范圍,提升對電力現(xiàn)貨價差容忍度,提高電站凈收益。