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1、储能电站商业模式初步研究 陈昆灿 林红阳 江熠 刘林 刘峻 福建省电力勘测设计院 国网福建省电力有限公司经济技术研究院 国网宁波供电公司 摘 要： 随着互联网+的提出与推进, 储能电站在电力系统中的作用将越来越重要。阐述我国储能电站发展现状, 探讨抽水蓄能电站两部制电价、抽水蓄能电站两部制电价且参与电力系统辅助服务以及用户侧合同能源管理三种商业模式, 提出政府应加强对电池储能技术研究与应用的扶持力度。关键词： 储能电站; 商业模式; 投资回收期; 作者简介：陈昆灿 (1985) , 男, 北京交通大学毕业, 硕士, 现就职于福建省电力勘测设计院, 主要从事电力系统规划, 注册电气工程师 (发输
2、变) , 注册咨询工程师 (投资) , 工程师。2016 年 2 月, 国家发改委、能源局、工信部联合发布了关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见 (发改能源2016392 号) , 指导意见中多处提及推动储能产业发展;2017 年 3 月国家能源局印发关于促进储能技术与产业发展的指导意见 (征求意见稿) , 意见中指出储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、“互联网+”智慧能源的重要组成部分和关键支撑技术, 并提出两个阶段目标: (1) “十三五”期间, 建成一批不同技术类型和应用场景的示范项目, 研发一批重大关键技术与核心装备, 主要储能技术达到国际先进水平并初步建立技术标准体系。
3、(2) “十四五”期间, 储能项目广泛应用, 成为能源领域经济新增长点;基于电力与能源市场的多种储能商业模式蓬勃发展, 形成一批有国际竞争力的市场主体。这些文件的发布为国内储能市场的发展打开了巨大的商业化应用空间, 并有望催生多种相关应用的盈利模式。本文将基于磷酸铁锂电池, 初步研究我省投资储能电站项目的商业模式。1 储能电站发展现状目前我国储能产业在国内刚刚起步, 产业发展还处在工程示范阶段, 国内已建成的化学储能电站主要应用在用户端分布式发电及微电网、集中式风光电站以及电网侧储能调频调峰电站1。用户端分布式发电及微电网和集中式风光电站, 主要的作用为削峰填谷、平滑出力、跟踪计划出力、辅助电
4、网安全稳定运行等。截至 2016 年底, 这两类应用累计装机规模已超过中国市场的 80%, 规模均在 2 万 k W 以内, 占所接入的发电装机规模 8%15%, 电池放电时间在 26h。另外, 为推动电池储能电站在电网中的规模化应用, 南方电网已投运一座调峰调频锂离子电池储能电站, 即深圳宝清锂电池储能电站容量为 3MW4h, 通过 2 回 10k V 电缆接入深圳电网 110k V 变电站 10k V 侧。2 商业模式初步研究2.1 假定条件储能电站投资成本、充电电价、上网电价等按以下条件假定:(1) 电池寿命:采用磷酸铁锂电池, 循环次数按 8000 次。(2) 投资成本:在考虑建设、人
5、力、运维成本下, 一套储能电站系统的成本约3000 元/k Wh。(3) 充电电价:根据我省目录电价及峰谷分时电价情况, 储能电站在低谷充电, 对应的电价 (采用大工业电价) 为 0.3111 元/k Wh。(4) 上网电价:参照福建省物价局关于贯彻国家发展改革委电价调整有关问题的通知 (闽价商20162 号) 规定的“福建省燃煤机组标杆上网电价为0.3737 元/k Wh (含税、含脱硫、脱硝、除尘等环保电价) ”考虑。(5) 效率:取 0.9。可粗略测算出 1k Wh 储能电站每年收益= (0.3737-0.3111/0.9) 365=10.23 元/k Wh, 显然储能电站项目投资回收期
6、远超过电池寿命期, 不具有经济效益。因此, 除性能、成本等内在因素以外, 缺乏相应的市场机制是造成中国储能推广应用较为缓慢的最主要的原因。新一轮电改将开启我国多个电力市场, 例如需求响应、辅助服务、售电侧等, 储能在这些领域都有广阔的应用前景, 并能创造出更多的价值2。由于“十三五”期间我省并不会出现风电或光伏送出受限现象, 发电侧储能光伏电站更多的只是用于平滑出力、减少波动, 带来的经济收益空间有限, 因此下面将主要从接入电网侧和用户侧两个方面, 假定储能电站几种商业运行模式并初步分析下其投资回收期情况。2.2 抽水蓄能电站管理模式储能电站从功能上讲, 与小型抽水蓄能电站类似, 因此可以借鉴
7、抽水蓄能的管理方式进行设定, 从而形成可持续发展的经营模式。我国抽水蓄能电站电价有三种方式计量:单一电价制、两部制电价和租赁电价。2.2.1 两部制电价模式根据国家发展改革委关于完善抽水蓄能电站价格机制有关问题通知 (发改价20141763 号) , “电量价格主要体现抽水蓄能电站通过抽发电量实现的调峰填谷效益, 主要弥补抽水蓄能电站抽发电损耗等变动成本, 电价水平按当地燃煤机组标杆上网电价 (含脱硫、脱硝、除尘等环保电价) 执行。电网企业向抽水蓄能电站提供的抽水电量, 电价按燃煤机组标杆上网电价的 75%执行。”以最大功率 1k W, 放电时间 18h, 每天按一充一放模式, 考虑容量费用参
8、照福建省基本电价最大需量 39 元/ (k W月) , 初步测算各放电时间下投资回收期见表 1。可见参照抽水蓄能管理模式3下, 在放电时间 12h 运行, 投资回收期相对较短 (分别约 6.1、11.7 年) 。表 1 摇参照抽水蓄能管理模式各放电时间下储能电站投资回收期初步测算 下载原表 2.2.2 租赁经营模式储能电站承租方每年应向出租方支付年租赁费用, 租赁费可以支付储能站的运行成本、税金、合理利润以及回收建设投资。另外, 还可以考虑与电池厂家签订电池设备租赁协议, 尽量减少电池成本及其维修费用。2.3 电网侧参与电力系统辅助服务管理模式2016 年 6 月国家能源局下发关于促进电储能参
9、与“三北”地区电力辅助服务补偿 (市场) 机制试点工作通知 (国能监管2016164 号) , 该文对储能在电力系统中的应用具有里程碑式的意义, 是第一个给予了电储能参与调峰调频辅助服务身份的电力政策。该通知规定无论在发电侧还是用户侧, 储能都可作为独立主体参与辅助服务市场交易, 同时鼓励发电企业、售电企业, 电力用户, 电储能企业等第三方投资建设电储能设施, 但相关的结算机制并未确定。现行调峰辅助服务分为基本调峰、有偿调峰两种。基本调峰是发电机组必须提供的辅助服务, 目前没有补偿, 因此储能参与调峰辅助服务, 将更多的参照有偿调峰的相关规定, 衡量收益, 制定策略4。调峰电价按“三北”地区有
10、偿调峰补偿均值 150 元/MWh 考虑, 若上网电价参照火电上网电价 0.3737 元/k Wh, 充电电价参照大工业低谷电价 0.3111 元/k Wh, 以容量 1k Wh 为例, 初步测算投资回收期需要长达 25 年;而若按照风电、光伏上网电价 6.1、9.8 元/k Wh, 其他条件不变, 则投资回收期可缩短至14.6、8.8 年, 经济效益仍较差。另外, 如果储能电站在参照抽水蓄能电站两部制电价基础上, 又参与电力系统辅助服务 (参与深度调峰) , 以最大功率 1k W, 放电时间 18h, 初步测算各放电时间下投资回收期见表 2。可见该种运行模式下, 在放电时间 12h 运行,
11、投资回收期相对较短 (分别约 4.4、7.4 年) 。表 2 摇各放电时间下投资回收期初步测算 下载原表 2.4 用户侧合同能源管理模式合同能源管理是指在项目合作期间, 节能服务公司为用能单位提供能源管理服务, 利用储能电站系统在低谷或平段电价时段存储电力能源, 在峰时电价时段向用能单位的负荷供电, 利用峰谷、峰平时段的电价差特点产生节能效益, 并由节能服务公司和用能单位按照约定的比例分享节能效益的能源管理模式。以下根据我省现行峰谷电价、时段划分、储能电站运行方式等情况, 测算该种商业模式下的经济效益。2.4.1 测算基础(1) 目前福建省现行峰谷电价时段划分:高峰、平段、低估三个时段, 各
12、8 个h。我省峰谷平各时段划分示意见图 1。图 1 我省峰谷平各时段划分 下载原图(2) 销售电价:按现行大工业目录电价, 平段 0.6222 元/k Wh, 峰谷电价分别上下浮 50%。(3) 运行方式:储能电站按满功率放电时间 18h 八种情况考虑, 低谷、平段充电, 高峰放电。2.4.2 最优容量比分析及效益测算(1) 电费收益关系式简析其中:T 1、T 2、T 3分别为高峰放电时间、平段充电时间、低谷充电时间, 且需满足将式 (1) 、 (2) 带入式 (3) , 则得到考虑到相同放电功率下, 电池储能时间与整体投资基本成正比关系, 所以把度电容量电费收益 (S) 做为衡量经济性的唯一
13、指标:(2) 最优容量比分析。从 1h 容量起算, 开展合同能源管理模式下的储能电站最优容量比分析, 各种容量配比模式下的投资回收期初步测算见表 3。表 3 摇各种容量配比模式下的投资回收期初步测算表 下载原表 可见在电池容量与投资基本成正比的基础上, 按照合同能源管理模式运营的调峰电站容量比不宜过高。现行峰谷电价体制下, 容量比为 2h 时取得的度电容量电费收益较优 (一天可取得约 2.02 元电费收益) 。另外, 理论上每千瓦电池功率还可以取得每月减少 39 元容量电费 (基本电价按最大需量取时为 39 元/千瓦/月) 的效益。在过去的三年里, 锂电池储能成本迅速下降了 50%, 随着智能
14、电网的发展, 今后储能电池的大规模生产将较大幅度地减低电池成本 (按每千瓦时计算) , 投资回收期也将进一步缩短。需要说明的是, 如果用户从建设初期就考虑配建储能电站削峰填谷, 还将取得等量减少用户总降变容量的节省投资效益 (折合至每千伏安变电装置平均投资约 200300 元) 。3 结论与建议根据上述分析可见, 在一定条件下, 储能电站应用在电网侧和负荷侧均具有一定的盈利能力。经初步测算, 负荷侧储能电站投资回收期要好于电网侧储能电站, 主要是应用在负荷侧可获取更多的峰谷差电价。但考虑到“十三五”末福建陆海风电总装机预计将达约 5200MW, 系统的调峰调频等问题将愈来愈突出, 电网侧储能电
15、站的应用也将具备一定的发展空间, 初步测算结果如下:(1) 参照抽水蓄能管理模式下, 以最大功率 1k W、放电时间 18h 运行, 考虑充放电电价 0.3737、0.2803 元/k Wh 和容量收益 (每年 468 元/k Wa) , 初步测算放电时间 12h 投资回收期相对较短 (分别约 6.1、11.7 年) 。(2) 参照抽水蓄能电站两部制电价基础上, 且参与电力系统辅助服务 (参与有偿深度调峰) , 以最大功率 1k W, 放电时间 18h, 初步测算放电时间 12h 运行, 投资回收期相对较短 (分别约 4.4、7.4 年) 。(3) 参照用户侧合同能源管理, 并根据我省现行峰谷
16、电价、时段划分、储能电站运行方式等情况, 初步测算放电时间 2h 运行, 投资回收期相对较短, 约 7.7年 (计及容量电价后 3.5 年) 。但福建省内峰谷差达上万千瓦的商业用户很少, 需缩减调峰电站单站规模。由于电池成本比重较大, 如果以上几种管理模式在考虑与电池厂家签订设备租赁协议, 尽量减少投资成本, 投资回收期也将进一步缩短。随着技术进步, 电池储能成本与技术已经逐渐进入经济性区域, 政府应加强对电池储能技术的研究与应用的扶持力度。一方面政府可以参照新能源, 给予相应的补贴政策;另一方面, 由于我国电价是政府决定, 政府可以制订有利于储能电站的电力峰谷和差别电价。参考文献1郑重, 袁昕.电力储能技术应用与展望J.陕西电力, 2014, 30 (7) :4-8.1郑重, 袁昕.电力储能技术应用与展望J.陕西电力, 2014, 30 (7) :4-8. 2 孙振新, 刘汉强, 赵喆, 等.储能经济性研究
