基于实际案例的电网侧储能电站应用场景及经济效益分析

陈晓勇，赵 鹏，黎宇博，卢新军，高 龙，李富强

(1.中国能源建设集团投资有限公司，北京 100022；2.中国能源建设集团投资有限公司西北公司，西安 710065)

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完全清晰。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750/330/220 kV 等级，其中，750 kV 超高压为双回路环网结构；330 kV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；220 kV 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29710 MW，水电总装机容量为422 MW，风电总装机容量为14548 MW，光伏发电总装机容量约为13836 MW，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，负荷增长缓慢，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330 kV 电网企业变电站。项目装机规模为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35 kV 变压后接入110 kV 升压站，并以1 回110 kV 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2390 MW，预计到2025 年，固原市累计新能源装机容量将突破3 GW，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2 h 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938.5 MW，光伏发电装机容量为168 MW，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，最大化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、110 kV升压站、110 kV 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 万元/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8760 h 的生产模拟，计算年完全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“燃煤发电标杆上网电价×(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%，流动资金及短期贷款利率为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：

式中：CI为现金流入；CO为现金流出；(CICO)t为第t年的净现金流量；n为计算期。

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 结论

在新能源装机容量占比大、系统调峰需求高的地区，合理配置大容量、中长时储能电站，是支撑构建新型电力系统、高比例消纳新能源电力的客观需要。本文基于大容量集中式电网侧储能示范项目，构建了共享储能商业模式，探索了市场化提供储能容量租赁服务，并构建了电网侧储能电站容量电价机制，推动储能电站参与相关电力市场。经计算分析，该项目投资收益尚可，在经济层面上基本可行。后续仍需加快各类电力市场建设进度，健全电力辅助服务市场的交易品种与价格机制，推动储能电站参与各类电力市场，最大化发挥新型储能电站的作用。