探討風電、光伏、儲能等

可再生能源是吊車出租的發(fā)展趨勢與技術(shù)應用

交流項目信息

我國鄭重宣布力爭2030年前二氧化碳排放達到峰值、2060年前實現(xiàn)碳中和，《2030年前碳達峰行動方案》明確了碳達峰路線圖，要求積極發(fā)展“新能源+儲能”、源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補，支持分布式新能源合理配置儲能系統(tǒng)。但就實踐情況看，市場機制不成熟，投資儲能經(jīng)濟性差；整體處于示范和部署階段，成本仍具備較大下降空間。雖然已有多種商業(yè)應用，但本質(zhì)還是依靠峰谷電價套利和參與電網(wǎng)輔助服務獲得補貼來獲取利潤，在不斷改進儲能技術(shù)的基礎(chǔ)上，還需要政府政策的引導使儲能更好更快地發(fā)展。

電力系統(tǒng)儲能的主要用途

儲能可以應用于電力系統(tǒng)發(fā)電側(cè)、輸配電側(cè)和用電側(cè)。發(fā)電側(cè)主要用于電力調(diào)峰、輔助動態(tài)運行、系統(tǒng)調(diào)頻、可再生能源并網(wǎng)等；輸配電側(cè)主要用于緩解電網(wǎng)阻塞、延緩輸配電設備擴容升級等；用電側(cè)主要用于電力自發(fā)自用、峰谷價差套利、容量電費管理和提升供電可靠性等。

商業(yè)模式及經(jīng)濟分析

用電側(cè)經(jīng)濟分析（度電成本約0.51元/kWh，工商業(yè)/大工業(yè)場景具備套利空間）

儲能度電成本（LCOS）為國際通用的成本評價指標，其算法是對項目生命周期內(nèi)的成本和放電量進行平準化后計算得到的儲能成本，即生命周期內(nèi)的成本現(xiàn)值/生命周期內(nèi)放電量現(xiàn)值。經(jīng)測算工商業(yè)/大工業(yè)場景兩充兩放配置時長3小時，度電成本約為0.51元/kWh，在全國多數(shù)發(fā)達省份已基本具備套利空間。此外，在測算時沒有考慮尖峰價格，同時針對不同地區(qū)的峰谷時段，儲能運行策略還有很大的優(yōu)化空間，因此實際上可能會有更多的省份已具備套利空間。

測算核心假設：

（1）因產(chǎn)品性能參數(shù)和單位價格差異較大，假設磷酸鐵鋰電池儲能系統(tǒng)成本為1.50元/Wh。

（2）因容量型和功率型儲能電站的功率轉(zhuǎn)換成本差異較大，考慮到用電側(cè)儲能主要是套利需求，假設功率轉(zhuǎn)換成本為0.35元/W，土建成本0.20元/W。

（3）其他成本主要包括入網(wǎng)檢測費、項目管理費等附加費用，假設其他成本為0.15元/W。

（4）容量型儲能電站主要采用遠程監(jiān)控與定期巡檢結(jié)合的方式，運維相對簡單，假設每年運維成本占投資成本的0.5%。

（5）考慮到磷酸鐵鋰電池的電極材料中不含有鈷、鎳等貴金屬元素，回收價值較低，假設殘值為5%。

（6）電化學儲能系統(tǒng)沒有統(tǒng)一的終止標準，考慮安全性和電池容量衰減特性，假設70%為系統(tǒng)終止報廢標準。假設每年運行350天，每天2充2放，則系統(tǒng)壽命約7年。假設儲能系統(tǒng)衰減特性為線性函數(shù)，估算90%放電深度下單次循環(huán)衰減率約為0.005%。

表1:儲能度電成本（LCOS）測算假設參數(shù)表

表2:儲能度電成本（LCOS）測算過程

輸配電側(cè)經(jīng)濟分析

里程成本約3.93元/MW，電力輔助服務市場具備盈利空間

隨著全國可再生能源裝機規(guī)模快速增加，電網(wǎng)的沖擊壓力越來越大，各省相繼出臺相關(guān)政策文件，明確儲能參與電力輔助服務市場的規(guī)則。已有19個省將電儲能納入交易體系，其中參與調(diào)峰與調(diào)頻是儲能獲取收益的主要來源。

表3:部分省份AGC補償計算規(guī)則

表4：部分省份儲能調(diào)峰補償計算規(guī)則

在已發(fā)布調(diào)峰輔助服務市場規(guī)則文件的省份中，約有13 個省份明確儲能可參與調(diào)峰。根據(jù)前文的測算，配置時長3h的儲能系統(tǒng)度電成本約0.51元/kWh，參考各地區(qū)調(diào)峰補償價格，在東北、安徽、山西、江蘇、青海等多個地區(qū)已具備盈利空間。

里程成本是指在功率型調(diào)頻儲能電站的生命周期內(nèi)，平均到單位調(diào)頻里程的電站投資成本。里程成本是評價儲能電站參與電網(wǎng)一次調(diào)頻或二次調(diào)頻經(jīng)濟性的重要指標。考慮時間價值后，其算法是對項目生命周期內(nèi)的成本和調(diào)頻里程進行平準化后計算得到的儲能成本，即生命周期內(nèi)的成本現(xiàn)值/生命周期內(nèi)調(diào)頻里程現(xiàn)值。

經(jīng)測算儲能里程成本約為3.93元/MW。在參與調(diào)頻服務的應用場景中，在保證調(diào)頻里程的前提下，目前在福建、廣東、蒙西、山西、京津唐、山東、甘肅、四川等多個省份已基本具備盈利空間。

測算核心假設：

（1）假設采用磷酸鐵鋰電池的功率型儲能系統(tǒng)成本為1.50元/Wh。考慮到參與電力輔助的應用場景和功能要求更為復雜，假設功率轉(zhuǎn)換成本為0.50元/W，土建成本0.20元/W，其他成本0.15元/W。

（2）假設每年運維成本占投資成本的3%。

（3）由于儲能系統(tǒng)參與調(diào)頻屬于短時高頻低深度充放電，系統(tǒng)循環(huán)壽命要遠高于滿充滿放循環(huán)壽命。目前調(diào)頻儲能系統(tǒng)沒有統(tǒng)一的終止標準，考慮安全性和電池容量衰減特性，假設系統(tǒng)壽命為5年。

表5:儲能里程成本測算假設參數(shù)表

表6:儲能里程成本測算過程

在之前測算的假設條件下，同時考慮火電站每年100萬保底費用以及50%的收益分成，預計火儲聯(lián)合調(diào)頻項目IRR約8.8%，回收期約8年，已具備較好的經(jīng)濟性。

表7:火儲聯(lián)合調(diào)頻項目IRR測算

發(fā)電側(cè)經(jīng)濟分析

強制性配套政策疊加經(jīng)濟性拐點，新能源側(cè)儲能裝機持續(xù)高增

目前已有19個省市出臺相關(guān)文件，儲能配置比例一般為10%-20%，容量時長一般為2小時。“配置儲能優(yōu)先并網(wǎng)”也由電網(wǎng)企業(yè)與新能源開發(fā)商私下達成的一種潛規(guī)則逐漸變?yōu)槊饕?guī)則。

為了探究配置儲能對于新能源發(fā)電項目的影響，假設三個情景：基準情景設定為一個典型的光伏電站，測算項目IRR約為8.3%；假設情景1為在基準情景上配置儲能系統(tǒng)，但儲能系統(tǒng)僅用作減少棄光率用途，測算項目IRR約為7.3%；假設情景2在假設情景1的基礎(chǔ)上，考慮儲能系統(tǒng)同時參與調(diào)頻服務，測算項目IRR約為8.2%。由此可見，對于一個典型光儲電站，如果可以參與輔助服務市場，將對經(jīng)濟性有較大提升，基本實現(xiàn)項目IRR8%以上的收益率要求。

核心假設：

（1）假設光伏電站裝機規(guī)模100MW，儲能配置功率為電站功率的10%-20%，配置時長為2小時，即假設配置儲能系統(tǒng)容量為15MW/30MWh。

（2）考慮到項目地點、類型不同初始投資成本差異較大，假設典型光伏電站單位初始投資成本約3.8元/W，典型儲能單位初始全投資成本為1.8元/Wh。假設光儲電站部分設施共用，其中固定資產(chǎn)占比約 80%，年均運維費用約占投資的1%。

（3）假設儲能采用國內(nèi)主流路線磷酸鐵鋰電池，由于不含貴金屬回收價值較低，假設儲能殘值與光伏電站殘值一致，均為5%。

（4）根據(jù)國家能源局公布的2019年上半年電力輔助服務補償數(shù)據(jù)，年平均補償價格約為20元/kW，按照15MW容量則年平均補償約30萬元。考慮到電力輔助服務費用逐年升高，同時儲能調(diào)頻效率、響應調(diào)頻時間遠優(yōu)于其他類型機組，假設15MW儲能裝機年平均補償約50萬元。為簡化計算，僅考慮調(diào)節(jié)里程收益，不考慮調(diào)節(jié)容量收益及調(diào)峰收益，同時參考各省份AGC 補償規(guī)則，可粗略拆分為調(diào)頻補償系數(shù)約5元/MW，調(diào)頻里程約10萬MW/年。

（5）假設電站運營期為25年，其中逆變器壽命為15年，儲能系統(tǒng)僅儲存棄光電量時壽命為15年，參與調(diào)頻服務時壽命為5年。

表8:光儲電站經(jīng)濟性測算假設參數(shù)表

基準情景（光伏電站）：經(jīng)測算，在不增加儲能的情形下，光伏電站的全投資收益率約為8.3%。

表9:基準情景-光伏電站IRR測算

假設情景1（光儲電站+減少棄光率）：經(jīng)測算，在基準情形下增加儲能系統(tǒng)，當儲能系統(tǒng)僅僅用于儲存5%棄光的電量，則光儲電站的全投資收益率約為7.3%，較基準情景下降約1%，不滿足通常情況下8%的要求回報率底線，說明目前情況下減少棄光率的單一用途難以保證儲能系統(tǒng)的經(jīng)濟性。

表10:假設情景1-光儲電站IRR測算（僅考慮減少棄光率）

假設情景1（光儲電站+減少棄光率）滿足項目IRR8%，需要儲能系統(tǒng)初始成本下降約39%，或光伏電站初始成本下降約8%。對光伏電站和儲能系統(tǒng)初始全投資成本做雙因素敏感性分析，在光伏電站初始成本 3.8元/W基準假設下，儲能系統(tǒng)初始成本需要下降至1.1元/Wh（降幅約 39%）才可保證項目IRR在8%以上；在儲能系統(tǒng)初始成本1.8元/Wh 的基準假設下，光伏電站初始成本需要下降至3.5元/W（降幅約 8%）才可保證項目IRR在8%以上。

表11: 光儲電站初始全投資成本敏感性分析表

假設情景2（光儲電站+減少棄光率+參與調(diào)頻服務）：經(jīng)測算，在假設情景1情形下，考慮儲能系統(tǒng)不僅用于儲存5%棄光的電量，同時參與輔助服務市場，則光儲電站的全投資收益率約為8.2%，較基準情景下降約0.1%，基本滿足通常情況下8%的要求回報率底線，說明儲能的多用途收益可以基本保證光儲電站的經(jīng)濟性。

表12:假設情景 2-光儲電站IRR測算（考慮減少棄光率+參與輔助服務）

假設情景2（光儲電站+減少棄光率+參與調(diào)頻服務）需在較高補償系數(shù)的前提下保障調(diào)頻里程。對調(diào)頻里程和補償系數(shù)做雙因素敏感性分析，當補償系數(shù)保持在9元/MW較高的水平時，對應的調(diào)頻里程需要在160萬MW以上才能滿足項目IRR 8%的要求，每提升10萬MW調(diào)頻里程則項目IRR提升0.20%；當補償系數(shù)保持在11元/MW的水平時，對應的調(diào)頻里程需要在130萬MW以上才能滿足項目IRR 8%的要求，每提升10萬MW 調(diào)頻里程則項目IRR提升0.24%。

表13:光儲電站初始全投資成本敏感性分析表

電力市場改革加速，儲能真實價值有望體現(xiàn)

電力市場改革加速，完善現(xiàn)有電價制度，儲能作為稀缺的靈活性資源的真實價值有望得以釋放，盈利空間將大幅改善。儲能企業(yè)應加快自身技術(shù)突破，提升儲能的性能、降低成本、優(yōu)化配置。在加快推進能源轉(zhuǎn)型的背景下，政府需加強研究電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)儲能發(fā)展，加強用電側(cè)的分級分類管控及引導，積極支持用電側(cè)儲能多元化發(fā)展。

儲能設備可以調(diào)節(jié)能源結(jié)構(gòu)，更多地利用風電、光伏等清潔能源，達到減少碳排放，節(jié)約資源的目標。是實現(xiàn)碳中和、建設新型能源系統(tǒng)的核心支撐。儲能行業(yè)的健康、快速發(fā)展有著十分積極的意義。