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建一座储能电站,最快多久能收回成本?

日期:2022-04-29    来源:储能头条  作者:国际能源网团队

国际储能网

2022
04/29
09:30
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关键词: 储能电站 商业模式 储能政策

储能收益怎么样?多长时间能收回成本?

这是很多人都很关注的话题。

国际能源网/储能头条(微信公众号:chuneng365)记者获悉,在4月26日“2022年全球储能行业发展回顾与展望研讨会”上,清华大学电机系副教授钟海旺副教授在报告中披露了这方面的信息:储能电站最快两年能收回成本, 分时复用或将成为储能新商业模式

清华大学电机系副教授钟海旺

多项政策利好储能

传统的调度运行方式已经难以适应高比例风电、光伏等新能源接入带来的挑战,这给储能的发展提供了一个绝佳机遇。储能的成本逐渐下降,也为储能的规模化的应用奠定了基础。

国际能源网/储能头条(微信公众号:chuneng365)了解到,截至2020年底,全球已投运的储能项目累计装机1.91亿千瓦。我国已投运储能项目累计装机是3560万千瓦,占全球市场的18.6%,同比增长了9.8%。其中的电化学储能的装机是327万千瓦,同比增长是91.2%。 疯狂的增速离不开政策的大力支持。

国际能源网/储能头条(微信公众号:chuneng365)梳理的对储能收益有益处的政策文件包括以下:

“市场主导、有序发展”原则确立:今年1月29号国家发布了《“十四五”新型储能发展实施方案》。其中明确提出“市场主导、有序发展”这样一个原则。文件提出要明确新型储能的独立市场地位,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用,更好地发挥政府作用。完善市场化交易机制,丰富新型储能参与的交易品种,健全配套市场规则和监督规范,推动新型储能有序发展。

“谁提供,谁获利;谁受益,谁承担”原则确立:储能的发展跟电力辅助服务分不开的。在去年12月21号,国家能源局发布了《电力辅助服务管理办法》,明确了电力辅助服务包括的种类,为储能进一步进入市场提供了很多的交易品种的选择。根据当地电网运行的需求和特性,要按照“谁提供,谁获利;谁受益,谁承担”的原则来确定各类电力辅助服务品种补偿类型,并制定具体的细则。

“配置储能优先”原则:于去年7月发布的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》,从国家的层面制定了规定风电光伏场站要要配置相应的容量的储能,推动了储能的发展。

电力现货市场建立:2017年8月我国开展电力现货市场的试点建设,到2019年6月,首批8个现货试点全部投入试运行。然后在2019年8月发布了《关于深化电力现货市场建设试点工作的意见》。在2021年3月份又确定了第二批6个省级电力现货市场试点。目前全国都在紧锣密鼓推进电力现货市场的试点建设。

分时电价确立:电价不随时间而变化不利于源网荷储的协同互动。在用户侧,国家发改委发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》。目前各个试点省份也纷纷推出了分时电价的政策,现在最大峰谷价差超过了每度电七毛钱。价差最大的地区是广东省的珠三角五市,达到1.36元每千瓦时。峰谷价差为储能参与峰谷套利提供了一个商业模式。

补偿机制:2022年3月22日,国家能源局南方监管局就《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》(征求意见稿)公开征求意见。独立储能电站作为新主体纳入南方区域“两个细则”管理,纳入范围须是容量为 10MW/1 小时及以上的新型储能电站,不受接入位置限制。在补偿方面,独立储能电站参照煤机深度调峰第二档的补偿标准(以广东为例,储能深度调峰补偿标准约为 0.792 元/千瓦时,较 2020 年版提高 0.292 元/千瓦时);其他辅助服务如一次调频、AGC、无功调节等品种采用与常规机组一致补偿标准。此外,各个试点省份也推出了调频辅助服务的相关的市场交易机制。有了调频辅助服务市场价格,储能就可以更加灵活地参与到调频市场。

取消工商业目录销售电价:去年还有一个非常重磅的一个政策文件《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》,也就是就是1439号文。核心是要燃煤发电的电量要全部进入电力市场,同时取消工商业的目录销售电价,这是具有重要历史意义的政策:使得工商业用户100%要进入电力市场,促进我们的电力用户配置储能。

储能价值要综合判断

国际能源网/储能头条(微信公众号:chuneng365)了解到,储能在电网的运行当中可以发挥的功能包括:削峰填谷、延缓输配电的投资、区域调频、降低网损、提供备用容量、提升电网的可靠性、容量支撑、减少输电阻塞、黑启动等。

既然有这么多功能,要通过一定商业模式来实现其市场化价值。

钟海旺认为,其市场化价值表现在以下几个方面。

第一是容量价值,包括延缓发电装机的投资、推迟输电线路的建设、推迟配电设施的升级。还有提供紧急容量支撑、减少基本电费的支出。

第二是能量价值,包括削峰填谷的套利、短期能量的供应、消纳弃风弃光、能量偏差的调节。

第三是辅助服务方面的价值,包括调峰调频、备用的电压,还有改善电能质量、黑启动等等。

其价值实现现实状况如何?钟海旺做了一些测算:

在容量价值方面,自建储能可以规避最大需量的基本定价。假设自建1000KW的储能电站,可以在负荷高峰期“完美”规避最大需量。除此之外,每KW储能容量每月最多可以获益40元,一年为480元。按照5年的运行寿命算,生命周期获益为2400元,超过当前国内锂电池储能的建设成本。

在能量价值方面,钟海旺先以美国电力市场价格为例。假设单位容量的锂电池每天可循环充放电,按照充放电电能效率90%来计算。那么储能每单位容量经过测算后,每天的峰谷价差收益是0.045美元。那么每年的单位容量储能的收入16.46美元。按照200美元计入单位容量成本。那么回收这个投资需要12元。如果以实时的节点电价作为测算依据,那么回收的年限大概是11年。

国内的则大有不同,钟海旺以国内深圳2021年电网销售价格为例演示了测算过程和结果:

以10千伏用户为例,单位容量锂电池每天可以循环充放电两次,按充放电能效率90%计算,则储能单元的每天峰谷收益价差为:1.0526x90%-0.2561+1.0526x90%-0.7001=0.9358元

即每年单位容量储能的收入为340元/年,按1500元计入单位容量成本,则需要4.5年可收回成本。

若考虑新版《南方电储能电站并网及辅助服务管理实施细则》,对于充电电量给予0.5元/KWh补偿,则日收益提高到1.94元/KWh,年收入约为700元/年,成本回收期大致为2年。

另外还有调频价值测算。2018年1月1日起,山西电力调频市场正式运行,市场价格申报范围由原来的12-20元/MW ,调整为5-10元/MW。

目前山西省内共有京玉、阳光、恒北三家电厂在机组端配置了9MW的锂电池储能参与调频交易,投资额约为2000万元。

据试运行情况,带储能的机组提供调频服务的性能指标为5左右,常规火电机组的性能指标为2-4之间。根据2018年1月的调频价格计算,带储能的机组(30万千瓦)日军手机在3.5万元左右,每月收益约为100万元。

储能电站提供商与电厂按照8:2的比例进行收益分成,约合每MW储能日收益为3000元,年收益60万元左右(考虑机组运行200天)。单位容量的年收益约为600元/年,不到4年即可收回成本。

2021年山西的调频市场进一步优化。根据新能源消纳的一般规律,将调频市场优化为五个时段开展交易,增加了日内调频市场二次出清机制。

所以钟海旺表示:这是非常可观的一种参与市场实现价值的方式。

分时复用或将成为储能新商业模式

但是,钟海旺也认为,我国的储能市场还有待继续完善,才能为储能发掘出更大的利益空间。其中最大的问题是,当前储能电站项目参与辅助服务的种类是比较单一。比如说有些储能电站就是纯粹参与调频,有些储能电站就是纯粹参与调峰。个功能是在设计建设的初期就已经确定了。“但实际上我们知道储能资产的利用率提升,它实际上在可以在不同的时间段参与不同的辅助服务,提供不同的辅助服务。而且这个在技术层面上是可以做到的。”

钟海旺的课题组提出了一种“分时复用”的商业模式:“也就是说一个储能电站可以在不同的时间段提供调峰,在另外的时间段提供调频。这样来提升这个储能电站收益,实现利益的最大化。”

他还提出,储能参与调频,频繁的充放电会使得电池储能面临加速老化的风险。因此在储能参与电力市场投标的过程当中,要考虑电池的寿命损耗。其次,另外现在新型储能度电成本依旧过高,急需技术的迭代和产业的升级,以技术的升级来获得更大的利益空间,已经势在必行。

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