大规模储能电站盈利模式及经济效益分析

杨少波尹 瑞李铁成王 磊孟 良周 文陈天英赵志军

(1.国网河北省电力有限公司电力科学研究院,河北 石家庄 050021;2.国网河北省电力有限公司,河北 石家庄 050021)

储能技术是国家电网有限公司“三型两网”体系建设的重要组成部分和关键支撑技术,对于构建清洁低碳、安全高效的能源体系,促进主体能源由化石能源向可再生能源更替意义重大[1-2]。

近年来,随着我国电化学储能技术的不断发展,电化学储能成本大幅下降[3-4],已经具备大规模应用的商业条件,与此同时,国家及公司内部储能相关政策的相继出台,明确了储能在我国能源体系中的重要战略地位,为开展大规模储能示范项目建设提供了政策保障。为促进大规模储能电站在电网内部署工作的开展,需要进行储能电站投资成本及效益的分析[5-8]。

1 盈利模式及经济效益

1.1 商业模式

a.全额投资模式。按照固定资产投资模式,由省电力公司全额投资和运营管理。项目资产全部对省公司所有,储能电站收益全部对省电力公司所有。

b.租赁模式。由综合能源公司出资建设,省电力公司通过租赁的方式对储能电站享有使用权,省电力公司按年支付租赁费用。

c.合同能源管理模式。由综合能源公司负责投资储能电站建设,电站建成后综合能源公司与省电力公司签订能源管理合同,共同分享储能收益。

1.2 投资建设成本

市场上储能电站的投资成本是以每k Wh成本为单位计算的,所以储能电站的投资建设成本为:

式中:C0为储能电站的度电成本;S为储能电站的容量。

1.3 盈利模式及经济效益模型

1.3.1 需求侧响应收益模型

需求侧响应收益模型如下:

式中:BR为需求侧响应收益;PNS为储能装置的额定功率,万k W;t为每年电力需求响应执行天数;N为每日执行电力需求响应次数;Cs为储能装置的容量电价,元/k Wh。

1.3.2 峰谷价差收益模型

峰谷价差收益是指储能电站在用电负荷低谷时段利用盈余电量进行充电,在用电负荷高峰时段放电来维持功率平衡所获得的收益。年峰谷价差收益模型如下:

式中:CFmn为第m月第n小时充电时大工业用户尖/高峰时电价,元/k Wh;CGmn为第m月第n小时充电时大工业用户谷时电价,元/k Wh;N为每日充放电小时数;μ为充放电转换效率。

1.3.3 回收弃风电量收益模型

在我国风能资源丰富的地区,风力发电量要远高于当地的用电量需求,从而造成大规模的弃风情况。储能电站建成后,可以通过特高压输电线路将风电基地的大规模弃风电量以超低的价格进行充电,在本省电网负荷高峰时放电,以此来获取收益。回收弃风电量的收益模型如下:

式中:CQF为弃风电量的回收电价,元/k Wh;a为输电成本,元/k Wh。

1.3.4 辅助调峰服务收益模型

由于供暖期内火电机组的运行状态与正常月份差距较大,辅助调峰服务的价格也不相同,所以要将供暖期的辅助调峰服务收益单独计算。

11月至次年3月(供暖期)日辅助调峰收益按照《华北电力调峰辅助服务市场运营规则(试运行版)》(2018年)计算:

式中:BAX1为每天辅助调峰收益,万元;SNS为储能电站容量,MWh;C1为采暖期储能电站提供辅助调峰服务报价,元/MWh。

4月至10月日辅助调峰收益以式(6)计算:

式中:BAX2为非采暖期储能电站每天的售电收益,万元;C2为采暖期储能电站提供辅助调峰服务报价,元/MWh。

一年按360天计算,储能电站运行年收益为:

2 算例分析

结合华北某省电网的特点,以华北某省的储能电站项目为算例进行分析。

2.1 商业运营模式

通过对3种常用的商业运行模式的分析比较得出该省电网侧100 MW/200 MWh储能电站项目拟采用合同能源管理模式:省综合能源服务公司投资建设储能电站本体部分,省公司投资建设储能电站接入工程部分方式,省综合能源公司与省电力公司签订合同能源管理合同,共享储能收益,合同期为10年;在此期间储能电站将纳入省公司统筹调度,电站资产归属省综合能源公司,10年合同期后资产无偿移交给省电力公司。

储能收益由省综合能源公司与省电力公司共同分享,合同双方拟按照9∶1比例分享收益,省综合能源公司占收益的90%。

2.2 建设成本

对电网侧100 MW/200 MWh 储能电站项目,通过对国内3家大的电气设备厂家进行调研分析,得到3个厂家报价见表1。

表1 储能电站项目厂家报价表 元/Wh

由表1可得,储能电站项目总包度电成本按3.5 元/Wh 计算,则储能电站项目建设成本在7亿左右。不包含储能电站项目运营期间储能电站的日常运维成本、运行过程中的技改投入,以及投资财务成本。

2.3 盈利分析

2.3.1 需求侧响应收益

第1年按迎峰度夏期间执行20天(暂不考虑迎峰度冬)、每天执行2次电力需求响应,响应收益标 准 按10 元/k W · 次 计 算,则100 MW/200 MWh储能电站年电力需求响应收益由式(2)可得:BR=100 MW×20天×2次×10元/kW·次=0.4亿元。

后续9年,电力缺口情况应得到缓解,按迎峰度夏期间执行20次电力需求响应计算,每年可获得电力需求响应收益:B=100 MW×20 次×10元/k W·次=0.2亿元。

储能电站10年需求侧响应收益为2.4亿元。所以,储能电站通过需求侧响应收益在10年合同期内无法盈利,储能电站度电成本降至1.2元/Wh及以下时方可在循环寿命周期内实现盈利。

2.3.2 峰谷价差收益

充放电量价格参照华北发改委价格[2019]468号文件,工商业及其它用电峰谷时段,高峰:9-12时、17-22时(其中尖峰:每年6、7、8月份10-12时、21-22时);谷段0-8时,平段8-9时、12-17时、22-24时,见图1。

图1 1～10 k V 工商业用电峰谷电价示意

由图1可知,储能电站1天内只能进行1次低谷段充电,如果1天内进行2次充放电循环,则另外1次只能在平段内充电。

该省峰谷价差见表2。

表2 某省电网峰谷价差 元/k Wh

按储能电站每天充放电2次,每天谷时充电、峰时放电各2 h,则储能电站日充放电时间均为4 h,年均转换效率按85%计算,(不考虑储能电池折旧,即SOC不变),以每年360天运行考虑。

执行单一制电价时,年峰谷价差收益:

BJC=0.377亿元

则10年合同期内收益为3.77亿元,储能电站度电成本降至1.8元/Wh及以下时方可在循环寿命周期内实现盈利。

执行两部制电价时,年峰谷价差收益:

BJC=0.392亿元

10年合同期内收益为3.92亿元,储能电站度电成本降至1.9元/Wh及以下时方可在循环寿命周期内实现盈利。

综上可得,储能电站若通过峰谷价差收益在循环寿命周期内实现盈利需储能电站度电成本至少降至1.9元/Wh。

2.3.3 储能系统应用于购买弃风电量的收益

若风电基地弃风电量售价0.06 元/k Wh,风电输电成本0.135元/k Wh[9],度电购电成本0.198元,考虑输电损耗7%,可得通过特高压交流输电线路购买弃风电量成本为0.21元/k Wh。

按每日充放电2次,每次充放电2 h,储能电池年均转换率85%,不考虑储能电池折旧,即SOC不变。储能电量在尖/高峰时段全部卖出,由峰谷价差收益的计算方法,可得弃风弃电量回收的年收益。

执行单一制电价,年弃风电量回收收益:

BQD=0.731亿元

10年合同期内收益为7.31亿元,能收回建设成本,但若考虑储能电站项目运营期间的日常运维成本、运行过程中的技改投入,以及投资财务成本,仍将存在亏损。

执行两部制电价,储能电站在10年合同期内年弃风电量回收收益:

BQD=0.661亿元

10年合同期内收益为6.61亿元,不能收回建设成本。

综上可得,储能电站应用于弃风电量回收时无法在10年合同期内盈利,若储能电站度电成本降至3.3元/Wh以下可在合同期内实现盈利。

2.3.4 辅助调峰服务收益

华北地区调峰辅助服务现行结算方法,国家能源局《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知(国能监管[2016]164号)》规定,机组因深度调峰服务造成的比基本调峰少发的电量,按照50元/MWh 进行补偿;《华北电力调峰辅助服务市场运营规则(试运行版)》(2018)规定采用分档申报,以额定容量的100%～70%为一档,70%以下每10%为一档报价,按照价格递增方式逐档申报,每一档全天报价相同,价格单位为:元/MWh,报价最小单位为10 元/MWh,市场开展初期额定容量的70%及以上档位暂定0 价。额定容量的40%～70%每档报价范围为0～300元/MWh,40%以下各档位报价上限为400元/MWh。

若100 MW/200 MWh规模储能项目全容量提供辅助调峰服务,1天提供2次,满充满放,平均转换效率年平均按85%,不考虑储能电池设备折旧(即SOC不变),则储能电站提供辅助调峰服务的日收益计算如下:按照储能电站提供辅助调峰服 务 报 价 范 围 0 ～400 元/MWh,步 长10元/MWh,根据式(5)—(7)可得10年合同期内储能电站提供辅助调峰收益见图2。

图2 储能电站提供辅助调峰收益

由图2可知,储能电站提供辅助调峰服务报价为上限400元/MWh时,合同期内总收益仅为2.04亿元,若要在合同期内实现盈利需要提高调峰辅助服务的价格或降低储能电站投资成本。

2.3.5 多模式复合收益

在当前储能电站价格基础上,储能电站很难通过单一模式在合同期内回收成本并实现盈利,若通过分析储能电站各种收益模式下的运行特点和时间尺度上的配合,使储能电站在运营过程中参与混合时间尺度的多种盈利模式,其产生的复合收益可实现合同期内的成本回收和获利。

3 结论及建议

综上所述在当前储能相关政策、峰谷电价办法及某省电网可开展的储能相关业务情况下,储能电站项目在10年合同期无法盈利。若采用合同能源管理模式开展电池储能商业运营,必须有电力辅助服务的配套政策出台,只有根据本省电网的特点,出台相应电力需求响应及系统节能补贴相关政策,电池储能的商业运营才能在运营期内收回成本并盈利。因此提出如下建议。

a.积极争取储能相关政策。一是争取调整峰谷分时电价政策。根据省电网100 MW/200 MWh电池储能项目建设、运行成本估算,在10年合同期内,峰谷价差需达到0.65元/k Wh左右才能实现成本回收,目前某电网峰谷价差为0.5元/k Wh,价差偏小,难以支撑储能项目建设应用。应争取将尖谷/峰谷价差调整为0.7元/k Wh左右比较合适。二是争取出台需求响应补贴政策与辅助服务政策。可借鉴江苏经验,加强与经信委、物价局、能监办沟通联系,先做好技术经济分析方案,提供测算模型,推动政府争取尽早出台需求响应补贴政策与有偿辅助服务政策,建立资金平衡账户,为电网储能发展创造良好政策空间。

b.合理选择商业模式。结合本省电网的实际情况,根据不同商业运营模式的特点,合理选择储能电站的商业运营模式在采用合同能源管理模式的同时,综合能源服务公司可另外与电池厂商签订分期付款供货协议,或是收益分享模式等转移资金压力。

c.合理设计储能电站的盈利模式。应根据储能电站的选址、类型及装机规模等特点,分析不同应用场景下的盈利模式的特点,通过在时域和空间上对储能电站进行协调控制,实现多个盈利模式共同发挥作用,达到经济效益的最大化。