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

陳曉勇，趙 鵬，黎宇博，盧新軍，高 龍，李富強

(1.中國能源建設(shè)集團投資有限公司，北京 100022；2.中國能源建設(shè)集團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)電裝機容量大；而中東部地區(qū)經(jīng)濟發(fā)達，用電負荷高。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)和消費必須“即發(fā)即用”的限制，以彌補電網(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)集成和運行控制技術(shù)水平的提高，電化學(xué)儲能電站規(guī)?？蛇_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)模式與價格機制尚未完全清晰。文獻[1]梳理比較了國內(nèi)外新型儲能電站的價格機制與補償機制，分析了不同模式下新型儲能電站的經(jīng)濟性，并對中國新型儲能電站的價格機制提出相關(guān)建議。文獻[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)?；l(fā)展初期，相關(guān)的市場機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)機制。文獻[3]總結(jié)了國外典型獨立式新型儲能電站的價格機制的實踐和經(jīng)驗，敘述了中國儲能電站價格機制的相關(guān)探索，認為政府兩部制電價模式和獨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制及成本疏導(dǎo)優(yōu)化方法。上述文獻對儲能電站價格機制進行了理論性探索研究，但沒有就具體投資實務(wù)提出價格機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制，據(jù)此分析該項目投資在經(jīng)濟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)、雙回鏈式的主輔結(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，火電總裝機容量為29710 MW，水電總裝機容量為422 MW，風(fēng)電總裝機容量為14548 MW，光伏發(fā)電總裝機容量約為13836 MW，風(fēng)、光新能源裝機占比達48.5%。電網(wǎng)范圍內(nèi)風(fēng)、光新能源裝機容量規(guī)模仍持續(xù)快速增長，同時，負荷增長緩慢，可調(diào)節(jié)負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，彌補新能源發(fā)電的間歇性、波動性，促進電網(wǎng)靈活與安全可靠運行。

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。項目裝機規(guī)模為100MW/200MWh，儲能系統(tǒng)為集裝箱一體機，由儲能變流升壓一體機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)劃新建新能源裝機容量約為2390 MW，預(yù)計到2025 年，固原市累計新能源裝機容量將突破3 GW，伴隨風(fēng)、光新能源裝機容量逐漸增多，減少棄光、棄風(fēng)率的任務(wù)也越來越重?？紤]到寧夏及項目所在地新能源裝機容量占比逐漸上升的趨勢，并結(jié)合寧夏當?shù)仉娏o助服務(wù)市場運營規(guī)則，本項目應(yīng)用場景重點選擇為系統(tǒng)調(diào)峰與電力供需時間轉(zhuǎn)移，重點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、成本分攤和回收機制是投資商的核心關(guān)切點。建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制，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，并參與市場電價機制。

2.1 容量電價機制

對于電網(wǎng)側(cè)儲能價格機制的制定，主要參考抽水蓄能的價格機制。政府對抽水蓄能價格機制的指導(dǎo)意見是：堅持容量電價與電量電價兩部制電價，容量電價補償調(diào)峰成本外的其他成本與賺取合理利潤，電量電價補償調(diào)峰的運行成本，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，具體實操仍存在價格核定參數(shù)確定、核定程序確定、電價費用分攤機制確定等諸多難題。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)來分攤建設(shè)成本，探索構(gòu)建電網(wǎng)側(cè)儲能電站容量電價機制。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容量，按照“誰受益、誰承擔”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。存量項目在2022 年12 月底前完成儲能設(shè)施投運[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)電裝機容量為938.5 MW，光伏發(fā)電裝機容量為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 市場電價機制

新的電力改革目標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 年起試運行，現(xiàn)已正式公布了電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則，但僅明確了電儲能參與調(diào)峰的價格機制。

該儲能電站當前只考慮參與輔助調(diào)峰服務(wù)。根據(jù)輔助調(diào)峰價格機制及當前調(diào)峰補償價格現(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，擴大交易品種，完善相應(yīng)價格機制，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)峰補償?？紤]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，租賃容量按實際裝機容量的50%考慮?；趯幭碾娋W(wǎng)年度負荷預(yù)測及電源裝機規(guī)模，對該儲能電站進行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、攤銷費和財務(wù)費用構(gòu)成。

3.3.1 經(jīng)營成本

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

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

2)檢修費用包括電池系統(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，檢修費通常以費率計取，計算基準為不含建設(shè)期利息的固定資產(chǎn)值。第10 年需考慮電池大修回收、更換的費用。

3)運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人員，以及廚師、清潔人員等，按定員6 人考慮。

4)其他運行管理費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)保險按費率計取，費率取0.05%；其余費用按照項目裝機容量計算，應(yīng)合理設(shè)立單位費用指標計算。

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 折舊費及攤銷費

折舊費和攤銷費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，選取殘值率進行計算。

3.3.3 財務(wù)費用

該儲能電站的財務(wù)費用主要為建設(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)濟層面上基本可行。

4 結(jié)論

在新能源裝機容量占比大、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)濟層面上基本可行。后續(xù)仍需加快各類電力市場建設(shè)進度，健全電力輔助服務(wù)市場的交易品種與價格機制，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。