电力现货市场下山东电化学储能电站净收益分析

2024-01-15周海妮范云鹏温以千韩小岗

发电设备 2024年1期

王晓,周海妮,范云鹏,卞峰,温以千,陈娜,韩小岗,牟强

(1. 国网山东综合能源服务有限公司, 济南 250001;2. 山东电力工程咨询院有限公司, 济南 250013)

根据国家能源局政策文件[1]:到2025年,新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段,具备大规模商业化应用条件;到2030年,新型储能全面市场化发展。2021年,山东新增新型储能装机容量为54万kW,居全国首位;2022年,山东启动第2批示范项目建设,装机容量为310万kW[2]。山东电化学储能电站将迎来井喷式发展。

随着储能行业的快速发展,有关储能的技术知识及工程经验大量积累。现阶段对电化学储能电站的研究主要集中在行业政策、储能成本等方面,对电力现货市场下电站运行收益的研究相对较少。裴善鹏等[3]对电力现货市场下新能源配置储能的盈利模式进行分析。关立等[4]对山东电力现货市场独立储能电站的交易结算机制进行分析。

作为国内首批电力现货市场建设试点,山东省率先推出独立储能设施现货市场交易机制[3]。电力现货市场下,电化学储能电站的经营现金流需要应对购电费用、贷款还款、设备维修费、人工运维成本等一系列支出,同时电站运营还面临价差收益不理想、容量补偿收益下降和租赁收益下降等风险。提高收益水平成为电化学储能电站独立商业化运行、大规模应用推广的首要挑战。

笔者以山东某100 MW/200 MW·h电化学储能电站为研究对象,分析并总结现有政策下山东电化学储能电站净收益的计算公式,运用该公式进行案例分析,为优化电站运行策略、提高电站收益水平提供参考。

1 电站净收益计算公式

某储能电站的建设规模为100 MW/200 MW·h,储能技术路线为磷酸铁锂电池,工程占地面积约为17 933 m2,储能系统有80个电池预制舱和40个升压变流一体舱,电池舱热管理采用风冷系统。电站按每天“一充一放”模式运行,充电时段主要为用电低谷期,放电时段主要为用电高峰期。

1.1 主要收益项

1.1.1 价差收益

目前,山东电力现货市场采用全电量竞价模式。按照“发电侧报量报价,用电侧报量不报价”的原则,基于节点边际电价出清方式确定现货市场价格,并通过价差结算模式与中长期市场交易实现电力现货交易和中长期市场交易的有效衔接[4]。通过山东电力交易平台申报运行日96点自调度曲线,按照申报信息参与日前现货市场出清,电力交易系统在获取运行日的日前市场出清数据后,形成分时结算电价,储能电站通过低谷电价时段充电、高峰电价时段放电获取价差收益。

1.1.2 容量补偿收益

容量补偿机制作为电力现货市场的重要补充,在明确机组对可靠性贡献定价、引导电源有序投资、实现资产合理配置方面发挥重要作用,因此需要完备的、市场化的容量回收机制。短期而言,中国容量补偿机制承担着应对现货市场出清价格大幅下降、弥补发电企业亏损、衔接中长期与现货市场的重要任务[5]。

根据山东省能源局政策文件《关于进一步做好2022年下半年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的通知》[6],独立储能电站日发电可用容量与储能电站核定充电容量和储能电站日可用等效时间有关,包括电站运行状态、备用状态下的时间(电化学储能电站日可用等效时间暂定为2 h)。

根据山东省能源局政策文件《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》[7]:对示范项目参与电力现货市场给予容量补偿,补偿费用暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿标准的2倍执行。

1.1.3 租赁收益

根据山东省能源局政策文件《关于开展储能示范应用的实施意见》[8]:新增集中式风电、光伏发电项目,原则上按照不低于10%比例配建或租赁储能设施,连续充电时间不低于2 h。

根据山东省能源局政策文件《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》[7]:示范项目容量可在全省范围内租赁使用,本着公平开放的原则,示范项目容量应在山东电力交易中心统一登记并开放,由省内新能源企业租赁使用;新能源企业租赁的储能容量视同企业配建的容量;山东电力交易中心按月度组织储能可租赁容量与需求容量租赁撮合交易,交易结果作为新能源企业配置储能容量的依据。符合条件的新能源发电企业按市场行情与储能企业签订储能容量租赁合同,并支付租赁费用,同时租赁费用标准需满足电力交易中心租赁价格区间的要求。储能电站价差收益和容量补偿收益不受储能租赁和租赁比例的影响。

1.2 主要费用项

根据山东省能源局政策文件《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》[7]:新型储能示范项目进入电力现货市场后,作为独立市场主体参与市场交易;充电时为市场用户,从电力现货市场中直接购电,放电时为发电企业,在电力现货市场进行售电,相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。对新型储能示范项目的购电、售电差值征收输配电价和政府性基金及附加。

1.2.1 输配电费

输配电价按山东一般工商业35～110 kV的电价水平(0.171 7 元/(kW·h))收取,计量电量为损耗电量。

1.2.2 政府性基金

政府性基金包含国家重大水利基金、库区移民基金、可再生能源基金三项,电价按0.027 2元/ (kW·h)收取,计量电量为损耗电量。

1.2.3 容量电费

中国在容量补偿费用的分摊方式中应尽可能考虑用户对尖峰负荷的贡献度。在尖峰负荷时段,对用电多的用户多收取容量电费,可确保市场的公平性,并且从容量市场的角度激励负荷侧资源主动参与电量平衡[5]。

为了充分发挥价格杠杆在促进节能减排和资源优化配置等方面的积极作用,切实做好分时电价政策与电力现货市场价格信号的衔接,山东省发改委发布《山东省发展和改革委员会关于工商业分时电价政策有关事项的通知》[9],进一步完善了工商业分时电价政策。

根据该政策:春季、秋季、冬季深谷段充电,容量电价系数为0.1;夏季谷段充电,容量电价系数为0.3。为了简化计算,假定一年的每日下网电量相等,容量电价系数的加权平均值为0.15。

山东省的容量电价基准为0.099 1 元/(kW·h),容量电价系数为0.15,则容量电价按0.014 865 元/(kW·h)收取,计量电量为下网电量。

1.2.4 设备维修费

一方面,现阶段大型电化学储能电站的投运时间较短,缺乏设备维修费用的相关数据;另一方面,电化学储能电站的电气一次系统和电池冷却系统技术发展较快,已投运电站数据的参考价值有限。根据江苏、湖南储能电站运维服务的招标情况,年运维费用占总投资的0.5%～1%[10]。

1.2.5 人工运维成本

人工运维成本取决于电站运维人员数量和当地工资水平。相比于与火力发电厂、风力电站、光伏电站联合配置的电化学储能电站,独立电化学储能电站的人工运维成本更高。

现阶段,大型电化学储能电站需24 h值守。常规值班为两班制,每班设站长1人,值长1人,值班员2人,交易员1人,总计10人。每人每年综合费用按20万元考虑,人工运维成本约200万元/a。

1.2.6 贷款还款

贷款还款取决于项目贷款额度、期限、利率和还款方式。

1.3 净收益计算公式

电站净收益为电站收益和费用的差值,根据本文分析,电站净收益计算公式为:

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为净收益,万元;S为总收益,万元;C为总费用,万元;S1为价差收益,万元;S2为容量补偿收益,万元;S3为租赁收益,万元;C1为输配电费,万元;C2为政府性基金,万元;C3为容量电费,万元;C4为设备维修费,万元;C5为人工运维成本,万元;C6为贷款还款,万元;Eon为上网电量,MW·h;t为年运行时间,d;Uon为上网电价,元/(kW·h);Uoff为下网电价,元/(kW·h);Uoff与Uon的差值为度电价差,元/(kW·h);ηEESS为综合效率,%。

2 净收益主要影响因素

2.1 基准工况

结合该电化学储能电站2022年实际运行数据,基准工况的计算边界条件如下:

(1) 电化学储能电站的装机规模为100 MW/200 MW·h。

(2) 电站年运行330 d,运行模式为 “一充一放”。

(3) 日均上网电量为160 MW·h。

(4) 电站综合效率为76%。

(5) 下网电价按电站2022年6月-12月的日均下网电价0.202元/(kW·h)计算。

(6) 容量补偿收益按2023年政策计算。

2.2 综合效率

储能电站综合效率为评价周期内储能电站生产运行过程中上网电量与下网电量之比。储能电站损耗主要包含储能系统损耗、站用电损耗及变配电损耗[11]。

储能系统损耗主要包含变流器交直流变换损耗和电池充放电损耗,该部分损耗是电站最大损耗项。站用电损耗主要包含电池舱空调、冷却风扇、监控照明系统、消防系统用电等,该部分损耗是电站第二损耗项。变配电损耗主要包含主变压器损耗、隔离变压器损耗和线路损耗等。王晓等[12]对某大型电化学储能电站的辅机负荷及站用电率优化进行研究,并提出了提升电站综合效率的具体方案。

由式(2)可见,电站净收益与综合效率呈正相关, 综合效率越高,电站净收益越大。

2.3 运行费用

2.3.1 基准工况运行费用

运行费用包含损耗电量下网费用、损耗电量输配电费用、损耗电量政府性基金、下网电量容量电费。基准工况电站运行费用详见表1。由表1可得,基准工况电站日均运行费用为2.337万元。

表1 基准工况电站运行费用

2.3.2 典型工况运行费用

选取综合效率为78%、80%、82%、84%和86%这5个典型工况,其他计算边界条件不变。典型工况电站日均运行费用见图1。

图1 典型工况电站日均运行费用

由图1可见,电站日均运行费用与综合效率呈线性负相关。当综合效率从76%提升至86%时,日均运行费用减少1.017万元,降低43.5%,电站年收益增加约335.6万元。

2.4 临界点度电价差

当式(2)中[Uon+0.198 9-(Uoff+0.213 8)/ηEESS]一项为零时,电站净收益与上网电量无关,此时为临界点。临界点度电价差决定了电站净收益与上网电量的正、负相关性,是电站运行的关键指标。当上网电价升高、综合效率提高或下网电价降低时,该项为正值,电站净收益与上网电量呈正相关;反之,当该项为负值时,电站净收益与上网电量呈负相关。典型工况临界点的度电价差见表2。

表2 典型工况临界点度电价差单位:元/(kW·h)

由表2可见,在基准工况下:当度电价差为0.146元/(kW·h)时,电站净收益与上网电量无关,此时为临界点;当度电价差高于0.146元/(kW·h)时,电站净收益与上网电量呈正相关,此时增加上网电量能增加电站净收益;当度电价差低于0.146元/(kW·h)时,电站净收益与上网电量呈负相关,此时电站在获得容量补偿收益条件下应尽量减少上网电量。

不同综合效率下临界点度电价差与下网电价的关系见图2。

图2 不同综合效率下临界点度电价差与下网电价的关系

由图2可见,下网电价一定时,临界点度电价差随电站综合效率的提升而显著降低。在下网电价为0.2元/(kW·h)时,临界点度电价差由综合效率为76%时的0.146元/(kW·h)降低到综合效率为84%时的0.094元/(kW·h),降低约36%。综合效率一定时,临界点度电价差与下网电价呈线性正相关。在综合效率为80%时,下网电价为0.1元/(kW·h)时对应的临界点度电价差为0.093元/(kW·h),下网电价升高到0.3元/(kW·h)时,临界点度电价差增加到0.143元/(kW·h),增加约54%。

2.5 度电价差

将式(2)转化为:

Snet=0.1Eont[(Uon-Uoff)+Uoff+0.198 9-

(Uoff+0.213 8)/ηEESS]+S2+S3-

C4-C5-C6

(3)

电站净收益与度电价差呈正相关,系数为上网电量。当下网电价一定时,度电价差越大,电站净收益越高。

在基准工况下,电站度电价差每增加0.01元/(kW·h),年净收益增加约69万元。精准预测电力现货市场价格对获得电站净收益至关重要。

2.6 “两充两放”运行策略

“两充两放”即电站每日进行2次充电、2次放电操作。采用“两充两放”运行策略后电站的每日上网电量约为“一充一放”的2倍。

实际运行中“两充两放”运行策略主要受两方面制约:一方面受电池舱和变流器舱冷却时间的物理制约;另一方面受度电价差的经济制约。物理制约方面:电站在夏季炎热工况充、放电运行时,电池舱和变流器舱产生大量热能,相应的制冷通风设备需要一定时间完成冷却降温;设备未完全冷却前,不能进行第2次充、放电操作。经济制约方面:电价反映电力供给侧和需求侧的供需关系,考虑到电站的充放电损耗及运行相关费用,当电力现货市场没有足够的度电价差和时长时,电站进行充放电操作便无法实现经济收益。

根据电站冬季工况运行数据,采用“两充两放”运行策略后,综合效率提高约2.5个百分点。当下网电价为0.202元/(kW·h)时,根据表2的数据计算可得,采用“两充两放”运行策略,电站综合效率由76%提升至78.5%,临界点的度电价差由0.146元/(kW·h)降低到0.129元/(kW·h),降低约10%。因此,采用“两充两放”运行策略可以有效降低电站临界点的度电价差,扩大电站经济运行范围,提升对电力现货价差容忍度,提高电站净收益。

3 案例分析

结合现阶段电化学储能电站的设计、投资建设、运行等相关数据,根据净收益计算公式,对新建的100 MW/200 MW·h电化学储能电站案例的经济性指标进行分析,为电化学储能电站的项目投资建设及运营优化提供参考。

3.1 边界条件

电站采用磷酸铁锂电池储能,电池舱采用液冷系统,工程静态投资为4.2亿元,电站综合效率为82%。考虑不充放电日期和电站检修因素,按年运行330 d计算,运行模式为“一充一放”,充、放电深度为90%。考虑到电池容量衰减,电站日均上网电量按150 MW·h计算,下网电价按0.202元/(kW·h)计算。容量补偿收益按示范项目计算。

3.2 电站运行净收益

采用逐项法计算电站年运行净收益。根据对电站主要运行费用的分析,结合案例的边界条件,电站年运行相关费用见表3,其中设备维修费占总投资费用的0.5%,人工运维成本按10人、每人20万元/a计算,贷款2.9亿元,年利率为4.3%,期限为15 a,等额本息。根据对电站主要收益的分析,结合案例的边界条件,电站年运行相关收益详见表4,其中平均下网电价为0.202元/(kW·h),平均上网电价为0.67元/(kW·h),租赁价格为300元/(kW·a)。