摘要：為構建新型電力系統(tǒng)，滿足高比例消納新能源電力的客觀需要?；趯幭幕刈遄灾螀^(qū)固原市某大容量集中式儲能示范項目(即“電網(wǎng)側儲能電站”)，分析制定項目應用場景，提出構建共享儲能商業(yè)模式，探索形成容量電價機制，分析項目的電力輔助服務市場收益，并對項目投資效益進行計算。分析結果表明：該項目投資在經(jīng)濟層面上基本可行，可為各類電力市場建設，以及健全電力輔助服務市場的交易品種與價格機制提供參考。

關鍵詞：電網(wǎng)側儲能電站；應用場景；價格機制；投資效益分析；經(jīng)濟效益

0引言

近年來，中國西北部地區(qū)風、光資源富集,新能源發(fā)電裝機容量大；而中東部地區(qū)經(jīng)濟發(fā)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(wǎng)的現(xiàn)狀，需要大力發(fā)展各類儲能技術，突破傳統(tǒng)電力系統(tǒng)中電力生產(chǎn)和消費必須“即發(fā)即用”的限制，以彌補電網(wǎng)在靈活調(diào)節(jié)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(tǒng)集成和運行控制技術水平的提高，電化學儲能電站規(guī)模可達百兆瓦級乃至吉瓦級，其大規(guī)模商業(yè)化應用條件日趨成熟，但作為新業(yè)態(tài)，新型儲能電站的商業(yè)模式與價格機制尚未清晰。文獻[1]梳理比較了國內(nèi)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(jīng)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(chǎn)業(yè)仍處于商業(yè)化和規(guī)?；l(fā)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(tǒng)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(jīng)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(guī)模商業(yè)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(yōu)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(qū)(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(wǎng)側儲能電站)，分析電網(wǎng)現(xiàn)狀與需求，研究建立電網(wǎng)側儲能電站應用場景，構建商業(yè)模式并嘗試形成容量電價機制，據(jù)此分析該項目投資在經(jīng)濟層面上是否具有可行性。

1電網(wǎng)側儲能電站的應用場景研究

1.1電網(wǎng)現(xiàn)狀與需求

寧夏電網(wǎng)骨干網(wǎng)為750/330/220kV等級，其中，750kV超高壓為雙回路環(huán)網(wǎng)結構；330kV超高壓形成環(huán)網(wǎng)、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(wèi)市、固原市等地區(qū)；220kV高壓形成網(wǎng)格狀結構，主要位于寧夏北部銀川市、石嘴山市等地區(qū)。截至2021年底，寧夏電網(wǎng)中，火電總裝機容量為29710MW，水電總裝機容量為422MW，風電總裝機容量為14548MW，光伏發(fā)電總裝機容量約為13836MW，風、光新能源裝機占比達48.5%。電網(wǎng)范圍內(nèi)風、光新能源裝機容量規(guī)模仍持續(xù)快速增長，同時，負荷增長慢，可調(diào)節(jié)負荷容量有限且尚難充分調(diào)動，電力系統(tǒng)調(diào)峰資源不足，調(diào)節(jié)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(fā)電高峰時段充電，在發(fā)電低峰時段放電，可以隨時存儲電量并按需輸出電量。電網(wǎng)可利用儲能電站的削峰填谷能力，減少新能源發(fā)電量大或因新能源發(fā)電集中并網(wǎng)導致局部斷面輸電能力受限等造成的“棄電”現(xiàn)象，減少低谷時常規(guī)電源配置容量，為新能源電源的發(fā)展提供空間。寧夏電網(wǎng)急需利用電網(wǎng)側儲能電站的調(diào)節(jié)靈活性，彌補新能源發(fā)電的間歇性、波動性，促進電網(wǎng)靈活與安全可靠運行。

1.2示范項目概況

該電網(wǎng)側儲能電站位于固原市，緊鄰330kV電網(wǎng)企業(yè)變電站。項目裝機100MW/200MWh，儲能系統(tǒng)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(jīng)過35kV變壓后接入110kV升壓站，并以1回110kV線路接入電網(wǎng)企業(yè)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(tǒng)調(diào)峰、調(diào)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(wǎng)運行。

1.3應用場景選擇

固原市“十四五”期間規(guī)劃新建新能源裝機容量約為2390MW，預計到2025年，固原市累計新能源裝機容量將突破3GW，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?？紤]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?shù)仉娏o助服務市場運營規(guī)則，本項目應用場景重點選擇為系統(tǒng)調(diào)峰與電力供需時間轉(zhuǎn)移，重點解決新能源電力消納和電力系統(tǒng)調(diào)峰問題，可為固原市新能源發(fā)電的繼續(xù)開發(fā)與利用創(chuàng)造有利條件，輔助參與有功調(diào)頻、無功調(diào)壓等其他場景。

2價格機制分析

作為新技術、新業(yè)態(tài)的新型儲能形式，電網(wǎng)側儲能電站大規(guī)模商業(yè)化需要解決一系列系統(tǒng)性問題，商業(yè)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(wǎng)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(wǎng)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(yè)模式，并參與市場電價機制。

2.1容量電價機制

對于電網(wǎng)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(diào)峰成本外的其他成本與賺取合理利潤，電量電價補償調(diào)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(guī)模大、服務面廣，具體實操仍存在價格核定參數(shù)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(wǎng)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(yè)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(wǎng)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(chǎn)生能源的本質(zhì)，其資本金基準內(nèi)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(chǎn)狀態(tài)，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(chǎn)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(nèi)靜態(tài)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(xù)儲能時長2h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(qū)域風電裝機容量為938.5MW，光伏發(fā)電裝機容量為168MW，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(yè)模式有政策引導與需求支撐，該儲能電站也與新能源發(fā)電項目簽署了租賃意向協(xié)議。后續(xù)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(xiàn)貨、輔助服務市場體系建設，當下電網(wǎng)側儲能電站主要可參與電力輔助服務市場，按照市場規(guī)則提供有功平衡、無功平衡、事故應急及電網(wǎng)恢復等服務。寧夏電力輔助服務市場于2018年起試運行，現(xiàn)已正式公布了電力輔助服務市場運營規(guī)則，但僅明確了電儲能參與調(diào)峰的價格機制。該儲能電站當前只考慮參與輔助調(diào)峰服務。根據(jù)輔助調(diào)峰價格機制及當前調(diào)峰補償價格現(xiàn)狀分析，作為火電調(diào)峰第1檔電量調(diào)用后優(yōu)先調(diào)用的調(diào)峰主體，調(diào)峰價格按照0.6元/kWh上限值申報，處于火電1、2檔調(diào)峰上限值之間。后續(xù)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，發(fā)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(nèi)容包括儲能系統(tǒng)、110kV升壓站、110kV送出線路等，儲能系統(tǒng)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(tài)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(tǒng)單位投資成本折合為150萬/MWh。

3.2收入分析

該項目收入主要來自容量租賃與調(diào)峰補償?？紤]到該儲能電站參與輔助調(diào)峰時應為容量租賃企業(yè)預留對應時段的新增發(fā)電空間，租賃容量按實際裝機容量的50%考慮?；趯幭碾娋W(wǎng)年度負荷預測及電源裝機規(guī)模，對該儲能電站進行8760h的生產(chǎn)模擬，計算年充放電次數(shù)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(jīng)營成本、折舊費、攤銷費和財務費用構成。

3.3.1經(jīng)營成本

該儲能電站的經(jīng)營成本是其日常運轉(zhuǎn)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(fā)上網(wǎng)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(tǒng)、儲能變流器、儲能監(jiān)控系統(tǒng)、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(chǎn)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(chǎn)保險等。固定資產(chǎn)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(jīng)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(guī)定執(zhí)行，采用常規(guī)直線法，按規(guī)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(fā)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(chǎn)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(nèi)部收益率體現(xiàn)。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(xiàn)金流入和現(xiàn)金流出，編制項目資本金現(xiàn)金流量表，利用資金時間價值原理進行折現(xiàn)，計算項目資本金內(nèi)部收益率RFIR[6]，計算式為：

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(nèi)部收益率為6.6%，接近抽水蓄能電站的資本金內(nèi)部收益率水平，項目投資在經(jīng)濟層面上基本可行。

4安科瑞Acrel-2000ES儲能能量管理系統(tǒng)解決方案

4.1概述

安科瑞Acrel-2000ES儲能能量管理系統(tǒng)具有完善的儲能監(jiān)控與管理功能，涵蓋了儲能系統(tǒng)設備(PCS、BMS、電表、消防、空調(diào)等)的詳細信息，實現(xiàn)了數(shù)據(jù)采集、數(shù)據(jù)處理、數(shù)據(jù)存儲、數(shù)據(jù)查詢與分析、可視化監(jiān)控、報警管理、統(tǒng)計報表等功能。在高級應用上支持能量調(diào)度，具備計劃曲線、削峰填谷、需量控制、備用電源等控制功能。系統(tǒng)對電池組性能進行實時監(jiān)測及歷史數(shù)據(jù)分析、根據(jù)分析結果采用智能化的分配策略對電池組進行充放電控制，優(yōu)化了電池性能，提高電池壽命。系統(tǒng)支持Windows操作系統(tǒng)，數(shù)據(jù)庫采用SQLServer。本系統(tǒng)既可以用于儲能一體柜，也可以用于儲能集裝箱，是專門用于儲能設備管理的一套軟件系統(tǒng)平臺。

4.2適用場合

4.2.1系統(tǒng)可應用于城市、高速公路、工業(yè)園區(qū)、工商業(yè)區(qū)、居民區(qū)、智能建筑、海島、無電地區(qū)可再生能源系統(tǒng)監(jiān)控和能量管理需求。

4.2.2工商業(yè)儲能四大應用場景

1）工廠與商場：工廠與商場用電習慣明顯，安裝儲能以進行削峰填谷、需量管理，能夠降低用電成本，并充當后備電源應急；

2）光儲充電站：光伏自發(fā)自用、供給電動車充電站能源，儲能平抑大功率充電站對于電網(wǎng)的沖擊；

3）微電網(wǎng)：微電網(wǎng)具備可并網(wǎng)或離網(wǎng)運行的靈活性，以工業(yè)園區(qū)微網(wǎng)、海島微網(wǎng)、偏遠地區(qū)微網(wǎng)為主，儲能起到平衡發(fā)電供應與用電負荷的作用；

4）新型應用場景：工商業(yè)儲能積極探索融合發(fā)展新場景，已出現(xiàn)在數(shù)據(jù)中心、5G基站、換電重卡、港口岸電等眾多應用場景。

4.3系統(tǒng)結構

4.4系統(tǒng)功能

4.4.1實時監(jiān)測

微電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)人機界面友好，應能夠以系統(tǒng)一次電氣圖的形式直觀顯示各電氣回路的運行狀態(tài)，實時監(jiān)測各回路電壓、電流、功率、功率因數(shù)等電參數(shù)信息，動態(tài)監(jiān)視各回路斷路器、隔離開關等合、分閘狀態(tài)及有關故障、告警等信號。其中，各子系統(tǒng)回路電參量主要有：三相電流、三相電壓、總有功功率、總無功功率、總功率因數(shù)、頻率和正向有功電能累計值；狀態(tài)參數(shù)主要有：開關狀態(tài)、斷路器故障脫扣告警等。

系統(tǒng)應可以對分布式電源、儲能系統(tǒng)進行發(fā)電管理，使管理人員實時掌握發(fā)電單元的出力信息、收益信息、儲能荷電狀態(tài)及發(fā)電單元與儲能單元運行功率設置等。

系統(tǒng)應可以對儲能系統(tǒng)進行狀態(tài)管理，能夠根據(jù)儲能系統(tǒng)的荷電狀態(tài)進行及時告警，并支持定期的電池維護。

微電網(wǎng)能量管理系統(tǒng)的監(jiān)控系統(tǒng)界面包括系統(tǒng)主界面，包含微電網(wǎng)光伏、風電、儲能、充電樁及總體負荷組成情況，包括收益信息、天氣信息、節(jié)能減排信息、功率信息、電量信息、電壓電流情況等。根據(jù)不同的需求，也可將充電，儲能及光伏系統(tǒng)信息進行顯示。