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谈电网侧储能电站应用场景及经济效益分析

更新时间:2024-05-09   点击次数:136次

摘要:为构建新型电力系统,满足高比例消纳新能源电力的客观需要。基于宁夏回族自治区固原市某大容量集中式储能示范项目(即“电网侧储能电站”),分析制定项目应用场景,提出构建共享储能商业模式,探索形成容量电价机制,分析项目的电力辅助服务市场收益,并对项目投资效益进行计算。分析结果表明:该项目投资在经济层面上基本可行,可为各类电力市场建设,以及健全电力辅助服务市场的交易品种与价格机制提供参考。

 

关键词:电网侧储能电站;应用场景;价格机制;投资效益分析;经济效益

 

0引言

 

近年来,中国西北部地区风、光资源富集,新能源发电装机容量大;而中东部地区经济发达,用电负荷高。为适应“源”与“荷”错位分布及大量风、光等新能源接入电网的现状,需要大力发展各类储能技术,突破传统电力系统中电力生产和消费必须“即发即用”的限制,以弥补电网在灵活调节性上的缺口,提升风、光等新能源电力的消纳能力。

 

随着电力系统集成和运行控制技术水平的提高,电化学储能电站规模可达百兆瓦级乃至吉瓦级,其大规模商业化应用条件日趋成熟,但作为新业态,新型储能电站的商业模式与价格机制尚未清晰。文献[1]梳理比较了国内外新型储能电站的价格机制与补偿机制,分析了不同模式下新型储能电站的经济性,并对中国新型储能电站的价格机制提出相关建议。文献[2]提出目前中国新型储能产业仍处于商业化和规模化发展初期,相关的市场机制和电价政策还不够完善存在成本疏导不畅、社会主动投资意愿不高等问题,亟须加快推动电力体制改革和全国统一电力市场体系建设,完善新型储能电站投资回报和成本疏导机制。文献[3]总结了国外典型独立式新型储能电站的价格机制的实践和经验,叙述了中国储能电站价格机制的相关探索,认为政府两部制电价模式和独立参与电力市场模式均难以支撑储能电站大规模商业化应用,并提出了基于传递因子的储能电站价格形成机制及成本疏导优化方法。上述文献对储能电站价格机制进行了理论性探索研究,但没有就具体投资实务提出价格机制及分析项目投资的可行性。

 

本文基于宁夏回族自治区(下文简称为“宁夏”)固原市某大容量集中式储能示范项目(该项目为电网侧储能电站),分析电网现状与需求,研究建立电网侧储能电站应用场景,构建商业模式并尝试形成容量电价机制,据此分析该项目投资在经济层面上是否具有可行性。

 

1电网侧储能电站的应用场景研究

 

1.1电网现状与需求

 

宁夏电网骨干网为750/330/220kV等级,其中,750kV超高压为双回路环网结构;330kV超高压形成环网、双回链式的主辅结合结构,主要位于宁夏南部的吴忠市、中卫市、固原市等地区;220kV高压形成网格状结构,主要位于宁夏北部银川市、石嘴山市等地区。截至2021年底,宁夏电网中,火电总装机容量为29710MW,水电总装机容量为422MW,风电总装机容量为14548MW,光伏发电总装机容量约为13836MW,风、光新能源装机占比达48.5%。电网范围内风、光新能源装机容量规模仍持续快速增长,同时,负荷增长慢,可调节负荷容量有限且尚难充分调动,电力系统调峰资源不足,调节电源以火电为主、小容量水电为辅。新能源电力消纳能力已接近饱和、无法就近消纳等问题日趋严峻。储能电站可在风、光新能源电力的发电高峰时段充电,在发电低峰时段放电,可以随时存储电量并按需输出电量。电网可利用储能电站的削峰填谷能力,减少新能源发电量大或因新能源发电集中并网导致局部断面输电能力受限等造成的“弃电”现象,减少低谷时常规电源配置容量,为新能源电源的发展提供空间。宁夏电网急需利用电网侧储能电站的调节灵活性,弥补新能源发电的间歇性、波动性,促进电网灵活与安全可靠运行。

 

1.2示范项目概况

 

该电网侧储能电站位于固原市,紧邻330kV电网企业变电站。项目装机100MW/200MWh,储能系统为集装箱一体机,由储能变流升压一体机与储能电池集装箱组成。储能单元经过35kV变压后接入110kV升压站,并以1回110kV线路接入电网企业变电站。项目选用磷酸铁锂电池,其响应快、输出功率精度高、易控制、运行方式灵活,可满足电力系统调峰、调频、紧急功率支撑等多种应用需求。该储能电站已于2022年12月31日并网运行。

 

1.3应用场景选择

 

固原市“十四五”期间规划新建新能源装机容量约为2390MW,预计到2025年,固原市累计新能源装机容量将突破3GW,伴随风、光新能源装机容量逐渐增多,减少弃光、弃风率的任务也越来越重。考虑到宁夏及项目所在地新能源装机容量占比逐渐上升的趋势,并结合宁夏当地电力辅助服务市场运营规则,本项目应用场景重点选择为系统调峰与电力供需时间转移,重点解决新能源电力消纳和电力系统调峰问题,可为固原市新能源发电的继续开发与利用创造有利条件,辅助参与有功调频、无功调压等其他场景。

 

2价格机制分析

 

作为新技术、新业态的新型储能形式,电网侧储能电站大规模商业化需要解决一系列系统性问题,商业模式、成本分摊和回收机制是投资商的核心关切点。建立电网侧独立储能电站容量电价机制,逐步推动储能电站参与电力市场[4]是形成电网侧储能价格机制的政策鼓励方向。因此,本项目尝试建立共享储能商业模式,并参与市场电价机制。

 

2.1容量电价机制

 

对于电网侧储能价格机制的制定,主要参考抽水蓄能的价格机制。政府对抽水蓄能价格机制的指导意见是:坚持容量电价与电量电价两部制电价,容量电价补偿调峰成本外的其他成本与赚取合理利润,电量电价补偿调峰的运行成本,以政府定价为主,逐渐推向市场。由于抽水蓄能规模大、服务面广,具体实操仍存在价格核定参数确定、核定程序确定、电价费用分摊机制确定等诸多难题。相比于抽水蓄能电站,以电池为主的电网侧储能电站在建设时受限少、布置灵活,更易于通过市场形成价格机制。

 

共享储能商业模式以市场化通过对外提供储能电站容量租赁服务来分摊建设成本,探索构建电网侧储能电站容量电价机制。鉴于储能电站的只存储能源并不直接产生能源的本质,其资本金基准内部收益率参照抽水蓄能项目设定为6.5%,模拟项目各种生产状态,测算项目收入、成本和收益水平,确定该储能电站容量电价按照回收项目固定资产投资原则测算,并确定为对外招租的基准价。该储能电站单位成本约为200万元/MWh,部分核心电池部件寿命周期约为10年,按照寿命周期内静态回收计算分析,容量租赁基准价设定为20万元/MWh。鉴于该储能电站主要作用是增加新能源电力消纳及装机容量,按照“谁受益、谁承担”的原则,计划向新能源项目提供储能容量租赁服务。宁夏政策要求:新能源项目储能配置比例不低于10%、连续储能时长2h以上。从2021年起,储能设施与新能源项目同步投运。存量项目在2022年12月底前完成储能设施投运[5]。以市场化方式配置储能设施是政策引导的方向,截至2021年底,该储能电站所在区域风电装机容量为938.5MW,光伏发电装机容量为168MW,上述存量项目按政策要求需配置约100MW/200MWh的储能电站。因此,共享储能商业模式有政策引导与需求支撑,该储能电站也与新能源发电项目签署了租赁意向协议。后续希望政府建设公共的租赁市场平台,撮合市场参与方形成租赁交易。

 

2.2市场电价机制

 

新的电力改革目标要求加快电力中长期、现货、辅助服务市场体系建设,当下电网侧储能电站主要可参与电力辅助服务市场,按照市场规则提供有功平衡、无功平衡、事故应急及电网恢复等服务。宁夏电力辅助服务市场于2018年起试运行,现已正式公布了电力辅助服务市场运营规则,但仅明确了电储能参与调峰的价格机制。该储能电站当前只考虑参与辅助调峰服务。根据辅助调峰价格机制及当前调峰补偿价格现状分析,作为火电调峰第1档电量调用后优先调用的调峰主体,调峰价格按照0.6元/kWh上限值申报,处于火电1、2档调峰上限值之间。后续将呼吁政府尽快健全电力辅助服务市场,扩大交易品种,完善相应价格机制,发挥新型储能电站的功效。

 

3投资效益分析

 

3.1项目成本分析

 

该储能电站建设内容包括储能系统、110kV升压站、110kV送出线路等,储能系统采用集装箱一体化方案,预制舱户外布置。测算该储能电站动态投资成本约为40000万元,折合单位投资成本为200万元/MWh,其中储能系统单位投资成本折合为150万/MWh。

 

3.2收入分析

 

该项目收入主要来自容量租赁与调峰补偿。考虑到该储能电站参与辅助调峰时应为容量租赁企业预留对应时段的新增发电空间,租赁容量按实际装机容量的50%考虑。基于宁夏电网年度负荷预测及电源装机规模,对该储能电站进行8760h的生产模拟,计算年充放电次数并模拟计算各年充放电量。

 

3.3成本分析

 

储能电站总成本由经营成本、折旧费、摊销费和财务费用构成。

 

3.3.1经营成本

 

该储能电站的经营成本是其日常运转的主要支出,由充放电损耗、检修费用、运行人员成本、其他运行管理费用组成。

 

1)充放电损耗按照“燃煤发上网电价×(储能充电量–储能放电量)”计算。

 

2)检修费用包括电池系统、储能变流器、储能监控系统、输变电设备接入及辅助设施,检修费通常以费率计取,计算基准为不含建设期利息的固定资产值。第10年需考虑电池大修回收、更换的费用。

 

3)运行人员成本按照少人值守原则,设置站长、主值、电站巡检等简单维护人员,以及厨师、清洁人员等,按定员6人考虑。

 

4)其他运行管理费用主要包括储能电站日常管理开支、对外售电开支及固定资产保险等。固定资产保险按费率计取,费率取0.05%;其余费用按照项目装机容量计算,应合理设立单位费用指标计算。

 

综合以上,计算得到该储能电站的年经营成本约为400万元。

 

3.3.2折旧费及摊销费

 

折旧费和摊销费的计算可按照各投资方的财务管理规定执行,采用常规直线法,按规定选取折旧、摊销年限,选取残值率进行计算。

 

3.3.3财务费用

 

该储能电站的财务费用主要为建设储能电站筹资发生的利息,包括建设期借款、流动资金借款、运营期短期借款所产生的利息。与意向银行沟通,该储能电站长期借款利率为3.5%,流动资金及短期利率为3.25%,采用等额还本付息方式还款。

 

3.4盈利能力分析

 

盈利能力判定指标由项目资本金内部收益率体现。即在拟定的融资方案下,从项目资本金出资者整体的角度,确定其现金流入和现金流出,编制项目资本金现金流量表,利用资金时间价值原理进行折现,计算项目资本金内部收益率RFIR[6],计算式为:

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按上述条件,通用财务评价软件测算,该储能电站的资本金内部收益率为6.6%,接近抽水蓄能电站的资本金内部收益率水平,项目投资在经济层面上基本可行。

4安科瑞Acrel-2000ES储能能量管理系统解决方案

4.1概述

安科瑞Acrel-2000ES储能能量管理系统具有完善的储能监控与管理功能,涵盖了储能系统设备(PCS、BMS、电表、消防、空调等)的详细信息,实现了数据采集、数据处理、数据存储、数据查询与分析、可视化监控、报警管理、统计报表等功能。在高级应用上支持能量调度,具备计划曲线、削峰填谷、需量控制、备用电源等控制功能。系统对电池组性能进行实时监测及历史数据分析、根据分析结果采用智能化的分配策略对电池组进行充放电控制,优化了电池性能,提高电池寿命。系统支持Windows操作系统,数据库采用SQLServer。本系统既可以用于储能一体柜,也可以用于储能集装箱,是专门用于储能设备管理的一套软件系统平台。

4.2适用场合

4.2.1系统可应用于城市、高速公路、工业园区、工商业区、居民区、智能建筑、海岛、无电地区可再生能源系统监控和能量管理需求。

4.2.2工商业储能四大应用场景

1)工厂与商场:工厂与商场用电习惯明显,安装储能以进行削峰填谷、需量管理,能够降低用电成本,并充当后备电源应急;

2)光储充电站:光伏自发自用、供给电动车充电站能源,储能平抑大功率充电站对于电网的冲击;

3)微电网:微电网具备可并网或离网运行的灵活性,以工业园区微网、海岛微网、偏远地区微网为主,储能起到平衡发电供应与用电负荷的作用;

4)新型应用场景:工商业储能积极探索融合发展新场景,已出现在数据中心、5G基站、换电重卡、港口岸电等众多应用场景。

4.3系统结构

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4.4系统功能

 

4.4.1实时监测

 

微电网能量管理系统人机界面友好,应能够以系统一次电气图的形式直观显示各电气回路的运行状态,实时监测各回路电压、电流、功率、功率因数等电参数信息,动态监视各回路断路器、隔离开关等合、分闸状态及有关故障、告警等信号。其中,各子系统回路电参量主要有:三相电流、三相电压、总有功功率、总无功功率、总功率因数、频率和正向有功电能累计值;状态参数主要有:开关状态、断路器故障脱扣告警等。

 

系统应可以对分布式电源、储能系统进行发电管理,使管理人员实时掌握发电单元的出力信息、收益信息、储能荷电状态及发电单元与储能单元运行功率设置等。

 

系统应可以对储能系统进行状态管理,能够根据储能系统的荷电状态进行及时告警,并支持定期的电池维护。

 

微电网能量管理系统的监控系统界面包括系统主界面,包含微电网光伏、风电、储能、充电桩及总体负荷组成情况,包括收益信息、天气信息、节能减排信息、功率信息、电量信息、电压电流情况等。根据不同的需求,也可将充电,储能及光伏系统信息进行显示。

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