王 曉,周海妮,范云鵬,卞 峰,溫以千,陳 娜,韓小崗,牟 強(qiáng)

(1. 國網(wǎng)山東綜合能源服務(wù)有限公司, 濟(jì)南 250001;2. 山東電力工程咨詢院有限公司, 濟(jì)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(yīng)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(jī)容量為54萬kW,居全國首位;2022年,山東啟動第2批示范項(xiàng)目建設(shè),裝機(jī)容量為310萬kW[2]。山東電化學(xué)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(guān)儲能的技術(shù)知識及工程經(jīng)驗(yàn)大量積累。現(xiàn)階段對電化學(xué)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(yùn)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(jìn)行分析。關(guān)立等[4]對山東電力現(xiàn)貨市場獨(dú)立儲能電站的交易結(jié)算機(jī)制進(jìn)行分析。

作為國內(nèi)首批電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點(diǎn),山東省率先推出獨(dú)立儲能設(shè)施現(xiàn)貨市場交易機(jī)制[3]。電力現(xiàn)貨市場下,電化學(xué)儲能電站的經(jīng)營現(xiàn)金流需要應(yīng)對購電費(fèi)用、貸款還款、設(shè)備維修費(fèi)、人工運(yùn)維成本等一系列支出,同時電站運(yùn)營還面臨價差收益不理想、容量補(bǔ)償收益下降和租賃收益下降等風(fēng)險。提高收益水平成為電化學(xué)儲能電站獨(dú)立商業(yè)化運(yùn)行、大規(guī)模應(yīng)用推廣的首要挑戰(zhàn)。

筆者以山東某100 MW/200 MW·h電化學(xué)儲能電站為研究對象,分析并總結(jié)現(xiàn)有政策下山東電化學(xué)儲能電站凈收益的計算公式,運(yùn)用該公式進(jìn)行案例分析,為優(yōu)化電站運(yùn)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(shè)規(guī)模為100 MW/200 MW·h,儲能技術(shù)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(yù)制艙和40個升壓變流一體艙,電池艙熱管理采用風(fēng)冷系統(tǒng)。電站按每天“一充一放”模式運(yùn)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(xiàng)

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(cè)報量報價,用電側(cè)報量不報價”的原則,基于節(jié)點(diǎn)邊際電價出清方式確定現(xiàn)貨市場價格,并通過價差結(jié)算模式與中長期市場交易實(shí)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(yùn)行日96點(diǎn)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(yùn)行日的日前市場出清數(shù)據(jù)后,形成分時結(jié)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(bǔ)償收益

容量補(bǔ)償機(jī)制作為電力現(xiàn)貨市場的重要補(bǔ)充,在明確機(jī)組對可靠性貢獻(xiàn)定價、引導(dǎo)電源有序投資、 實(shí)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(jī)制。短期而言,中國容量補(bǔ)償機(jī)制承擔(dān)著應(yīng)對現(xiàn)貨市場出清價格大幅下降、彌補(bǔ)發(fā)電企業(yè)虧損、銜接中長期與現(xiàn)貨市場的重要任務(wù)[5]。

根據(jù)山東省能源局政策文件《關(guān)于進(jìn)一步做好2022年下半年山東省電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運(yùn)行工作有關(guān)事項(xiàng)的通知》[6],獨(dú)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(guān),包括電站運(yùn)行狀態(tài)、備用狀態(tài)下的時間(電化學(xué)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(guān)于促進(jìn)我省新型儲能示范項(xiàng)目健康發(fā)展的若干措施》[7]:對示范項(xiàng)目參與電力現(xiàn)貨市場給予容量補(bǔ)償,補(bǔ)償費(fèi)用暫按電力市場規(guī)則中獨(dú)立儲能月度可用容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)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(guān)于開展儲能示范應(yīng)用的實(shí)施意見》[8]:新增集中式風(fēng)電、光伏發(fā)電項(xiàng)目,原則上按照不低于10%比例配建或租賃儲能設(shè)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(guān)于促進(jìn)我省新型儲能示范項(xiàng)目健康發(fā)展的若干措施》[7]:示范項(xiàng)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(xiàng)目容量應(yīng)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(jié)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(fèi)用,同時租賃費(fèi)用標(biāo)準(zhǔn)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(bǔ)償收益不受儲能租賃和租賃比例的影響。

1.2 主要費(fèi)用項(xiàng)

根據(jù)山東省能源局政策文件《關(guān)于促進(jìn)我省新型儲能示范項(xiàng)目健康發(fā)展的若干措施》[7]:新型儲能示范項(xiàng)目進(jìn)入電力現(xiàn)貨市場后,作為獨(dú)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(jìn)行售電,相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加。對新型儲能示范項(xiàng)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(fèi)

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(xiàng),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(fèi)

中國在容量補(bǔ)償費(fèi)用的分?jǐn)偡绞街袘?yīng)盡可能考慮用戶對尖峰負(fù)荷的貢獻(xiàn)度。在尖峰負(fù)荷時段,對用電多的用戶多收取容量電費(fèi),可確保市場的公平性,并且從容量市場的角度激勵負(fù)荷側(cè)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(jìn)節(jié)能減排和資源優(yōu)化配置等方面的積極作用,切實(shí)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(guān)于工商業(yè)分時電價政策有關(guān)事項(xiàng)的通知》[9],進(jìn)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(quán)平均值為0.15。

山東省的容量電價基準(zhǔn)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(shè)備維修費(fèi)

一方面,現(xiàn)階段大型電化學(xué)儲能電站的投運(yùn)時間較短,缺乏設(shè)備維修費(fèi)用的相關(guān)數(shù)據(jù);另一方面,電化學(xué)儲能電站的電氣一次系統(tǒng)和電池冷卻系統(tǒng)技術(shù)發(fā)展較快,已投運(yùn)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(yùn)維服務(wù)的招標(biāo)情況,年運(yùn)維費(fèi)用占總投資的0.5%～1%[10]。

1.2.5 人工運(yùn)維成本

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

現(xiàn)階段,大型電化學(xué)儲能電站需24 h值守。常規(guī)值班為兩班制,每班設(shè)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(fèi)用按20萬元考慮,人工運(yùn)維成本約200萬元/a。

1.2.6 貸款還款

貸款還款取決于項(xiàng)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(fèi)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(fèi)用,萬元;S1為價差收益,萬元;S2為容量補(bǔ)償收益,萬元;S3為租賃收益,萬元;C1為輸配電費(fèi),萬元;C2為政府性基金,萬元;C3為容量電費(fèi),萬元;C4為設(shè)備維修費(fèi),萬元;C5為人工運(yùn)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(yùn)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(zhǔn)工況

結(jié)合該電化學(xué)儲能電站2022年實(shí)際運(yùn)行數(shù)據(jù),基準(zhǔn)工況的計算邊界條件如下:

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

(2) 電站年運(yùn)行330 d,運(yùn)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(bǔ)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(yùn)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(xiàng)。站用電損耗主要包含電池艙空調(diào)、冷卻風(fēng)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(xiàng)。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(xué)儲能電站的輔機(jī)負(fù)荷及站用電率優(yōu)化進(jìn)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(guān), 綜合效率越高,電站凈收益越大。

2.3 運(yùn)行費(fèi)用

2.3.1 基準(zhǔn)工況運(yùn)行費(fèi)用

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

表1 基準(zhǔn)工況電站運(yùn)行費(fèi)用

2.3.2 典型工況運(yùn)行費(fèi)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(yùn)行費(fèi)用見圖1。

圖1 典型工況電站日均運(yùn)行費(fèi)用

由圖1可見,電站日均運(yùn)行費(fèi)用與綜合效率呈線性負(fù)相關(guān)。當(dāng)綜合效率從76%提升至86%時,日均運(yùn)行費(fèi)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(diǎn)度電價差

當(dāng)式(2)中[Uon+0.198 9-(Uoff+0.213 8)/ηEESS]一項(xiàng)為零時,電站凈收益與上網(wǎng)電量無關(guān),此時為臨界點(diǎn)。臨界點(diǎn)度電價差決定了電站凈收益與上網(wǎng)電量的正、負(fù)相關(guān)性,是電站運(yùn)行的關(guān)鍵指標(biāo)。當(dāng)上網(wǎng)電價升高、綜合效率提高或下網(wǎng)電價降低時,該項(xiàng)為正值,電站凈收益與上網(wǎng)電量呈正相關(guān);反之,當(dāng)該項(xiàng)為負(fù)值時,電站凈收益與上網(wǎng)電量呈負(fù)相關(guān)。典型工況臨界點(diǎn)的度電價差見表2。

表2 典型工況臨界點(diǎn)度電價差 單位:元/(kW·h)

由表2可見,在基準(zhǔn)工況下:當(dāng)度電價差為0.146元/(kW·h)時,電站凈收益與上網(wǎng)電量無關(guān),此時為臨界點(diǎn);當(dāng)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(guān),此時增加上網(wǎng)電量能增加電站凈收益;當(dāng)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(fù)相關(guān),此時電站在獲得容量補(bǔ)償收益條件下應(yīng)盡量減少上網(wǎng)電量。

不同綜合效率下臨界點(diǎn)度電價差與下網(wǎng)電價的關(guān)系見圖2。

圖2 不同綜合效率下臨界點(diǎn)度電價差與下網(wǎng)電價的關(guān)系

由圖2可見,下網(wǎng)電價一定時,臨界點(diǎn)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(diǎn)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(diǎn)度電價差與下網(wǎng)電價呈線性正相關(guān)。在綜合效率為80%時,下網(wǎng)電價為0.1元/(kW·h)時對應(yīng)的臨界點(diǎn)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(diǎn)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(zhuǎn)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(guān),系數(shù)為上網(wǎng)電量。當(dāng)下網(wǎng)電價一定時,度電價差越大,電站凈收益越高。

在基準(zhǔn)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(zhǔn)預(yù)測電力現(xiàn)貨市場價格對獲得電站凈收益至關(guān)重要。

2.6 “兩充兩放”運(yùn)行策略

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

實(shí)際運(yùn)行中“兩充兩放”運(yùn)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(jì)制約。物理制約方面:電站在夏季炎熱工況充、放電運(yùn)行時,電池艙和變流器艙產(chǎn)生大量熱能,相應(yīng)的制冷通風(fēng)設(shè)備需要一定時間完成冷卻降溫;設(shè)備未完全冷卻前,不能進(jìn)行第2次充、放電操作。經(jīng)濟(jì)制約方面:電價反映電力供給側(cè)和需求側(cè)的供需關(guān)系,考慮到電站的充放電損耗及運(yùn)行相關(guān)費(fèi)用,當(dāng)電力現(xiàn)貨市場沒有足夠的度電價差和時長時,電站進(jìn)行充放電操作便無法實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)收益。

根據(jù)電站冬季工況運(yùn)行數(shù)據(jù),采用“兩充兩放”運(yùn)行策略后,綜合效率提高約2.5個百分點(diǎn)。當(dāng)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(yùn)行策略,電站綜合效率由76%提升至78.5%,臨界點(diǎn)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(yùn)行策略可以有效降低電站臨界點(diǎn)的度電價差,擴(kuò)大電站經(jīng)濟(jì)運(yùn)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(jié)合現(xiàn)階段電化學(xué)儲能電站的設(shè)計、投資建設(shè)、運(yùn)行等相關(guān)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(xué)儲能電站案例的經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)進(jìn)行分析,為電化學(xué)儲能電站的項(xiàng)目投資建設(shè)及運(yùn)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(yùn)行330 d計算,運(yùn)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(bǔ)償收益按示范項(xiàng)目計算。

3.2 電站運(yùn)行凈收益

采用逐項(xiàng)法計算電站年運(yùn)行凈收益。根據(jù)對電站主要運(yùn)行費(fèi)用的分析,結(jié)合案例的邊界條件,電站年運(yùn)行相關(guān)費(fèi)用見表3,其中設(shè)備維修費(fèi)占總投資費(fèi)用的0.5%,人工運(yùn)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(jié)合案例的邊界條件,電站年運(yùn)行相關(guān)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(yùn)行相關(guān)費(fèi)用

表4 電站年運(yùn)行相關(guān)收益

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

通過案例分析可知,采用逐項(xiàng)法和公式法計算的電站年運(yùn)行凈收益相等,驗(yàn)證了計算公式的有效性。

4 結(jié)語

通過梳理山東電力現(xiàn)貨市場下電化學(xué)儲能電站相關(guān)政策,基于電站運(yùn)行主要收益項(xiàng)和費(fèi)用項(xiàng),總結(jié)凈收益計算公式,并且通過具體案例分析對公式有效性進(jìn)行驗(yàn)證,得出以下結(jié)論:

(1) 電站凈收益與綜合效率呈正相關(guān)。

(2) 電站存在臨界點(diǎn)度電價差,臨界點(diǎn)時的凈收益與上網(wǎng)電量無關(guān)。臨界點(diǎn)度電價差決定了電站凈收益與上網(wǎng)電量的正、負(fù)相關(guān)性,是電站運(yùn)行的關(guān)鍵指標(biāo)。當(dāng)下網(wǎng)電價一定時,臨界點(diǎn)度電價差隨綜合效率的提升而顯著降低;當(dāng)綜合效率一定時,臨界點(diǎn)度電價差與下網(wǎng)電價呈線性正相關(guān)。

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

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