基于實際案例的電網側儲能電站應用場景及經濟效益分析

陳曉勇，趙 鵬，黎宇博，盧新軍，高 龍，李富強

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

0 引言

近年來，中國西北部地區風、光資源富集,新能源發電裝機容量大；而中東部地區經濟發達，用電負荷高。為適應“源”與“荷”錯位分布及大量風、光等新能源接入電網的現狀，需要大力發展各類儲能技術，突破傳統電力系統中電力生產和消費必須“即發即用”的限制，以彌補電網在靈活調節性上的缺口，提升風、光等新能源電力的消納能力。

隨著電力系統集成和運行控制技術水平的提高，電化學儲能電站規模可達百兆瓦級乃至吉瓦級，其大規模商業化應用條件日趨成熟，但作為新業態，新型儲能電站的商業模式與價格機制尚未完全清晰。文獻[1]梳理比較了國內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濟性，并對中國新型儲能電站的價格機制提出相關建議。文獻[2]提出目前中國新型儲能產業仍處于商業化和規模化發展初期，相關的市場機制和電價政策還不夠完善，存在成本疏導不暢、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一電力市場體系建設，完善新型儲能電站投資回報和成本疏導機制。文獻[3]總結了國外典型獨立式新型儲能電站的價格機制的實踐和經驗，敘述了中國儲能電站價格機制的相關探索，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模商業化應用，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優化方法。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(下文簡稱為“寧夏”)固原市某大容量集中式儲能示范項目(該項目為電網側儲能電站)，分析電網現狀與需求，研究建立電網側儲能電站應用場景，構建商業模式并嘗試形成容量電價機制，據此分析該項目投資在經濟層面上是否具有可行性。

1 電網側儲能電站的應用場景研究

1.1 電網現狀與需求

寧夏電網骨干網為750/330/220 kV 等級，其中，750 kV 超高壓為雙回路環網結構；330 kV超高壓形成環網、雙回鏈式的主輔結合結構，主要位于寧夏南部的吳忠市、中衛市、固原市等地區；220 kV 高壓形成網格狀結構，主要位于寧夏北部銀川市、石嘴山市等地區。截至2021 年底，寧夏電網中，火電總裝機容量為29710 MW，水電總裝機容量為422 MW，風電總裝機容量為14548 MW，光伏發電總裝機容量約為13836 MW，風、光新能源裝機占比達48.5%。電網范圍內風、光新能源裝機容量規模仍持續快速增長，同時，負荷增長緩慢，可調節負荷容量有限且尚難充分調動，電力系統調峰資源不足，調節電源以火電為主、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、光新能源電力的發電高峰時段充電，在發電低峰時段放電，可以隨時存儲電量并按需輸出電量。電網可利用儲能電站的削峰填谷能力，減少新能源發電量大或因新能源發電集中并網導致局部斷面輸電能力受限等造成的“棄電”現象，減少低谷時常規電源配置容量，為新能源電源的發展提供空間。寧夏電網急需利用電網側儲能電站的調節靈活性，彌補新能源發電的間歇性、波動性，促進電網靈活與安全可靠運行。

1.2 示范項目概況

該電網側儲能電站位于固原市，緊鄰330 kV 電網企業變電站。項目裝機規模為100MW/200MWh，儲能系統為集裝箱一體機，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 線路接入電網企業變電站。項目選用磷酸鐵鋰電池，其響應快、輸出功率精度高、易控制、運行方式靈活，可滿足電力系統調峰、調頻、緊急功率支撐等多種應用需求。該儲能電站已于2022 年12 月31 日并網運行。

1.3 應用場景選擇

固原市“十四五”期間規劃新建新能源裝機容量約為2390 MW，預計到2025 年，固原市累計新能源裝機容量將突破3 GW，伴隨風、光新能源裝機容量逐漸增多，減少棄光、棄風率的任務也越來越重。考慮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，并結合寧夏當地電力輔助服務市場運營規則，本項目應用場景重點選擇為系統調峰與電力供需時間轉移，重點解決新能源電力消納和電力系統調峰問題，可為固原市新能源發電的繼續開發與利用創造有利條件，輔助參與有功調頻、無功調壓等其他場景。

2 價格機制分析

作為新技術、新業態的新型儲能形式，電網側儲能電站大規模商業化需要解決一系列系統性問題，商業模式、成本分攤和回收機制是投資商的核心關切點。建立電網側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]是形成電網側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模式，并參與市場電價機制。

2.1 容量電價機制

對于電網側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，容量電價補償調峰成本外的其他成本與賺取合理利潤，電量電價補償調峰的運行成本，以政府定價為主，逐漸推向市場。由于抽水蓄能規模大、服務面廣，具體實操仍存在價格核定參數確定、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，以電池為主的電網側儲能電站在建設時受限少、布置靈活，更易于通過市場形成價格機制。

共享儲能商業模式以市場化通過對外提供儲能電站容量租賃服務來分攤建設成本，探索構建電網側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生能源的本質，其資本金基準內部收益率參照抽水蓄能項目設定為6.5%，模擬項目各種生產狀態，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，按照壽命周期內靜態回收計算分析，容量租賃基準價設定為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。寧夏政策要求：新能源項目儲能配置比例不低于10%、連續儲能時長2 h 以上。從2021 年起，儲能設施與新能源項目同步投運。存量項目在2022 年12 月底前完成儲能設施投運[5]。以市場化方式配置儲能設施是政策引導的方向，截至2021 年底，該儲能電站所在區域風電裝機容量為938.5 MW，光伏發電裝機容量為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，共享儲能商業模式有政策引導與需求支撐，該儲能電站也與新能源發電項目簽署了租賃意向協議。后續希望政府建設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、現貨、輔助服務市場體系建設，當下電網側儲能電站主要可參與電力輔助服務市場，按照市場規則提供有功平衡、無功平衡、事故應急及電網恢復等服務。寧夏電力輔助服務市場于2018 年起試運行，現已正式公布了電力輔助服務市場運營規則，但僅明確了電儲能參與調峰的價格機制。

該儲能電站當前只考慮參與輔助調峰服務。根據輔助調峰價格機制及當前調峰補償價格現狀分析，作為火電調峰第1 檔電量調用后優先調用的調峰主體，調峰價格按照0.6 元/kWh 上限值申報，處于火電1、2 檔調峰上限值之間。后續將呼吁政府盡快健全電力輔助服務市場，擴大交易品種，完善相應價格機制，最大化發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

該儲能電站建設內容包括儲能系統、110 kV升壓站、110 kV 送出線路等，儲能系統采用集裝箱一體化方案，預制艙戶外布置。測算該儲能電站動態投資成本約為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峰補償。考慮到該儲能電站參與輔助調峰時應為容量租賃企業預留對應時段的新增發電空間，租賃容量按實際裝機容量的50%考慮。基于寧夏電網年度負荷預測及電源裝機規模，對該儲能電站進行8760 h 的生產模擬，計算年完全充放電次數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營成本、折舊費、攤銷費和財務費用構成。

3.3.1 經營成本

該儲能電站的經營成本是其日常運轉的主要支出，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“燃煤發電標桿上網電價×(儲能充電量-儲能放電量)”計算。

2)檢修費用包括電池系統、儲能變流器、儲能監控系統、輸變電設備接入及輔助設施，檢修費通常以費率計取，計算基準為不含建設期利息的固定資產值。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保險等。固定資產保險按費率計取，費率取0.05%；其余費用按照項目裝機容量計算，應合理設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管理規定執行，采用常規直線法，按規定選取折舊、攤銷年限，選取殘值率進行計算。

3.3.3 財務費用

該儲能電站的財務費用主要為建設儲能電站籌資發生的利息，包括建設期借款、流動資金借款、運營期短期借款所產生的利息。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部收益率體現。即在擬定的融資方案下，從項目資本金出資者整體的角度，確定其現金流入和現金流出，編制項目資本金現金流量表，利用資金時間價值原理進行折現，計算項目資本金內部收益率RFIR[6]，計算式為：

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

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

4 結論

在新能源裝機容量占比大、系統調峰需求高的地區，合理配置大容量、中長時儲能電站，是支撐構建新型電力系統、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側儲能示范項目，構建了共享儲能商業模式，探索了市場化提供儲能容量租賃服務，并構建了電網側儲能電站容量電價機制，推動儲能電站參與相關電力市場。經計算分析，該項目投資收益尚可，在經濟層面上基本可行。后續仍需加快各類電力市場建設進度，健全電力輔助服務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，最大化發揮新型儲能電站的作用。