中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：
前言：山東省風(fēng)光資源豐富，2022年其風(fēng)光發(fā)電合計(jì)占比達(dá)33.6%，領(lǐng)跑全國(guó)，風(fēng)光消納問(wèn)題使得配建儲(chǔ)能成為新能源并網(wǎng)必選項(xiàng)。但源側(cè)配儲(chǔ)盈利渠道較窄，經(jīng)濟(jì)性難以實(shí)現(xiàn)。近日山東省發(fā)布《關(guān)于開(kāi)展我省配建儲(chǔ)能轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲(chǔ)能試點(diǎn)工作的通知》，旨在拓寬配建儲(chǔ)能盈利渠道，鼓勵(lì)其作為市場(chǎng)主體參與電力市場(chǎng)交易，更好地發(fā)揮電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)作用。山東配建儲(chǔ)能轉(zhuǎn)獨(dú)立儲(chǔ)能后盈利模式有哪些？經(jīng)濟(jì)性如何？
本文對(duì)山東獨(dú)立儲(chǔ)能相關(guān)政策及盈利模式進(jìn)行分析后，測(cè)算得山東省100MW/200MWh獨(dú)立儲(chǔ)能初始投資32,000萬(wàn)元，投資回收期15年，項(xiàng)目IRR為6.1%，初步實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性。
01.盈利模式概述
山東是我國(guó)首批電力現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)單位，在獨(dú)立儲(chǔ)能建設(shè)方面遙遙領(lǐng)先，政策出臺(tái)速度和覆蓋度均高于其他省份。2022年8月出臺(tái)的《關(guān)于促進(jìn)我省新型儲(chǔ)能示范項(xiàng)目健康發(fā)展的若干措施》已明確為獨(dú)立儲(chǔ)能指出四個(gè)盈利模式：1.容量補(bǔ)償：“示范項(xiàng)目參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)給予容量補(bǔ)償”；2.容量租賃：“示范項(xiàng)目容量可在全省范圍內(nèi)租賃使用”；3.現(xiàn)貨市場(chǎng)：“示范項(xiàng)目作為獨(dú)立儲(chǔ)能可參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)”；4.輔助服務(wù)：“鼓勵(lì)示范項(xiàng)目發(fā)揮技術(shù)優(yōu)勢(shì)參與輔助服務(wù)”。但目前，提供調(diào)頻輔助服務(wù)的獨(dú)立儲(chǔ)能設(shè)施則不可以再參與電能量市場(chǎng)出清。
數(shù)據(jù)來(lái)源：EESA
1.1容量租賃
山東省容量租賃價(jià)格指導(dǎo)價(jià)格約為330元/kW·年，據(jù)市場(chǎng)調(diào)研情況，實(shí)際租賃價(jià)格在200-300/kW·年間，按照260/kW·年計(jì)算，在容量實(shí)現(xiàn)80%出租的情況下，年租賃收入約2,000萬(wàn)元。不過(guò)，儲(chǔ)能容量租賃市場(chǎng)受光伏、風(fēng)電新增裝機(jī)量直接影響，未來(lái)租賃價(jià)格和比例可能出現(xiàn)波動(dòng)。
1.2容量補(bǔ)償
為保障電容量充裕，提高電力系統(tǒng)供電可靠性，山東省研究出臺(tái)了容量補(bǔ)償機(jī)制。山東省發(fā)改委《關(guān)于電力現(xiàn)貨市場(chǎng)容量補(bǔ)償電價(jià)有關(guān)事項(xiàng)的通知》提出，對(duì)示范項(xiàng)目參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)給予容量補(bǔ)償，補(bǔ)償費(fèi)用暫按電力市場(chǎng)規(guī)則中獨(dú)立儲(chǔ)能可用容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)的2倍執(zhí)行。山東省《關(guān)于2022年山東省電力現(xiàn)貨市場(chǎng)結(jié)算試運(yùn)行工作有關(guān)事項(xiàng)的補(bǔ)充通知》規(guī)定：儲(chǔ)能電站日發(fā)電可用容量=（儲(chǔ)能電站核定充電容量/2）*K/24，K為儲(chǔ)能電站日可用等效小時(shí)數(shù)，初期電化學(xué)儲(chǔ)能電站日可用等效小時(shí)數(shù)暫定為2小時(shí)。容量市場(chǎng)運(yùn)行前，參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的發(fā)電機(jī)組容量補(bǔ)償費(fèi)用從用戶側(cè)收取，電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)暫定為每千瓦時(shí)0.0991元。山東省自2023年起開(kāi)始按照不同季節(jié)及時(shí)段實(shí)行分時(shí)峰谷系數(shù)對(duì)用戶側(cè)容量電費(fèi)進(jìn)行收取：谷段系數(shù)0.3，深谷段系數(shù)0.1；峰段系數(shù)1.7，尖峰段系數(shù)2.0。
數(shù)據(jù)來(lái)源：山東電力交易中心 lambda EESA
據(jù)此計(jì)算，100MW/200MWh儲(chǔ)能電站日發(fā)電可用容量=2*(100/2)*2/24=16.67MW;
總?cè)萘垦a(bǔ)償費(fèi)用=用戶側(cè)用電量*0.0991*對(duì)應(yīng)時(shí)段系數(shù)；
單個(gè)儲(chǔ)能電站容量補(bǔ)償收入=總補(bǔ)償收入/全網(wǎng)市場(chǎng)化機(jī)組可用容量；
不過(guò)，總補(bǔ)償費(fèi)用根據(jù)用戶側(cè)用電量及用電時(shí)段不斷波動(dòng)，無(wú)法準(zhǔn)確計(jì)量，可依據(jù)市場(chǎng)實(shí)際補(bǔ)償情況進(jìn)行估算：據(jù)山東省電力調(diào)控中心報(bào)告，2022年3月山東四家儲(chǔ)能電站容量補(bǔ)償總費(fèi)用為1348萬(wàn)元（儲(chǔ)能電站裝機(jī)量均為100MW/200MWh），年補(bǔ)償費(fèi)用約300 元/kW，即100MW/200MWh電站容量補(bǔ)償年收入約為3000萬(wàn)元，收益相當(dāng)可觀。
1.3 現(xiàn)貨市場(chǎng)交易
獨(dú)立儲(chǔ)能參與現(xiàn)貨交易，在電價(jià)低谷時(shí)充電、高峰時(shí)放電從而賺取電價(jià)差?！渡綎|省電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易規(guī)則(試行)》指出，綜合市場(chǎng)交易價(jià)格由容量補(bǔ)償費(fèi)用、市場(chǎng)形成的電量?jī)r(jià)格構(gòu)成，故充電成本中還需考慮分時(shí)段容量補(bǔ)償費(fèi)用。另外，新型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)和政府性基金及附加，但由系統(tǒng)效率導(dǎo)致?lián)p耗成本需考慮在內(nèi)。綜上，山東獨(dú)立儲(chǔ)能套利收入計(jì)算如下：
放電收入=放電電價(jià)x放電電量；充電成本=充電電價(jià)（包含充電時(shí)需要繳納的分時(shí)段容量補(bǔ)償費(fèi)用，按谷段及深谷段加權(quán)計(jì)算約0.04955元/kWh）x充電電量；
損耗成本= 損耗電量*(輸配電價(jià)+政府性基金及附加）(山東省現(xiàn)行輸配電價(jià)和政府性基金及附加標(biāo)準(zhǔn):輸配電價(jià)0.1717元/kWh；政府性基金及附加約0.0272元/kWh)；
套利收入=放電收入-充電支出-損耗成本；
按照加權(quán)平均峰谷價(jià)差0.4元/kWh，系統(tǒng)綜合效率85%、一充一放，保守估算100MW/200MWh儲(chǔ)能電站年套利收入約為1580萬(wàn)元。據(jù)蘭木達(dá)電力現(xiàn)貨估算，樂(lè)觀情況下，獨(dú)立儲(chǔ)能最大盈利空間為2781萬(wàn)元/年，但此收益需要精準(zhǔn)預(yù)測(cè)出清價(jià)格進(jìn)行尋優(yōu)，盈利條件極為苛刻。
圖1 山東現(xiàn)貨市場(chǎng)最優(yōu)盈利情況
數(shù)據(jù)來(lái)源：lambda
1.4 輔助服務(wù)
根據(jù)山東省電力現(xiàn)貨市場(chǎng)規(guī)則，獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目可參與調(diào)頻輔助市場(chǎng)，提供調(diào)頻輔助服務(wù)的獨(dú)立儲(chǔ)能設(shè)施不參與電能量市場(chǎng)出清，即目前山東獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目只能參與AGC和現(xiàn)貨市場(chǎng)其一。對(duì)于儲(chǔ)能電站來(lái)說(shuō)，現(xiàn)貨市場(chǎng)套利收益更為可觀（據(jù)《電化學(xué)儲(chǔ)能在不同應(yīng)用場(chǎng)景下的經(jīng)濟(jì)性分析》，AGC單位收益不及現(xiàn)貨市場(chǎng)套利），因此現(xiàn)階段參與調(diào)頻輔助服務(wù)機(jī)會(huì)成本較高，暫不考慮在內(nèi)。
不過(guò)，山東省正在出臺(tái)相關(guān)政策鼓勵(lì)獨(dú)立儲(chǔ)能積極參與輔助服務(wù)市場(chǎng)：8月8日發(fā)布的《山東電力爬坡輔助服務(wù)市場(chǎng)交易規(guī)則(征求意見(jiàn)稿)》指出，獨(dú)立儲(chǔ)能可提供爬坡輔助服務(wù)。未來(lái)，山東電力市場(chǎng)或可實(shí)現(xiàn)輔助服務(wù)和電能量市場(chǎng)的聯(lián)合優(yōu)化出清，促進(jìn)獨(dú)立儲(chǔ)能深度參與輔助服務(wù)市場(chǎng) 。
02.經(jīng)濟(jì)性測(cè)算
2.1 前置條件
數(shù)據(jù)來(lái)源：EESA
2.2測(cè)算結(jié)果
經(jīng)測(cè)算，山東省100MW/200MWh獨(dú)立儲(chǔ)能初始投資32,000萬(wàn)元，投資回收期15年，20年期凈現(xiàn)金流量為8,945萬(wàn)元，項(xiàng)目IRR達(dá)6.1%，初步實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性。
表2 部分項(xiàng)目測(cè)算結(jié)果
數(shù)據(jù)來(lái)源：EESA
03.分析&結(jié)論
3.1 收益結(jié)構(gòu)分析
容量補(bǔ)償收入約占全運(yùn)用期總收益的40%以上，在所有項(xiàng)目中占比最高；其次是容量租賃，占獨(dú)立儲(chǔ)能整體收益的28%；由于峰谷價(jià)差小且難以實(shí)現(xiàn)兩充兩放，現(xiàn)貨市場(chǎng)套利收入在山東獨(dú)立儲(chǔ)能收益中占比最小，為27%。
數(shù)據(jù)來(lái)源：EESA
對(duì)比山西獨(dú)立儲(chǔ)能收益模式（山西省獨(dú)立儲(chǔ)能經(jīng)濟(jì)性測(cè)算見(jiàn)往期文章）可以發(fā)現(xiàn)，兩地獨(dú)立儲(chǔ)能盈利模式有所不同：山西一次調(diào)頻收益最為可觀，而山東容量補(bǔ)償收益占比更高。這與兩地電網(wǎng)結(jié)構(gòu)與用電特點(diǎn)有關(guān)，山西地處內(nèi)陸，水資源匱乏，建造大型抽水蓄能電站的條件非常有限，氣電類高品質(zhì)靈活性資源稀缺；另外，山西省擁有西電東送、北電南送、特高壓交直流混聯(lián)的復(fù)雜電網(wǎng)結(jié)構(gòu)，新能源外送給電網(wǎng)調(diào)度帶來(lái)很大挑戰(zhàn)，因此調(diào)頻需求比其他省份更為迫切。而山東重工業(yè)發(fā)達(dá)，電量需求高，但自給率常年不足，急需電力穩(wěn)定保障措施，因此容量補(bǔ)償機(jī)制更完善。
3.2 收益影響因素分析
首先，容量補(bǔ)償是山東確定性較高的收益；其次，現(xiàn)共享容量多在發(fā)電企業(yè)實(shí)現(xiàn)“內(nèi)部消化”，第三方獨(dú)立儲(chǔ)能容量租賃出租率和租賃價(jià)格面臨較大不確定性，風(fēng)險(xiǎn)較高，但獨(dú)立儲(chǔ)能收益依然依賴共享租賃，無(wú)共享租賃收益獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目將不具備經(jīng)濟(jì)性；最后，山東現(xiàn)貨市場(chǎng)峰谷價(jià)差有待加大，且電芯成本仍有下降空間，兩個(gè)因素疊加可使項(xiàng)目IRR大幅提升。
電芯成本隨LFP價(jià)格波動(dòng)，據(jù)EESA測(cè)算，當(dāng)LFP價(jià)格在3-16萬(wàn)元/噸區(qū)間時(shí)，電芯成本為0.35-0.67元/Wh（含折舊、制造費(fèi)用、管理費(fèi)用等）。另，參考其他省份現(xiàn)貨市場(chǎng)平均峰谷價(jià)差，區(qū)間范圍為0.3-1元/kWh。對(duì)電芯成本及現(xiàn)貨市場(chǎng)峰谷價(jià)差進(jìn)行模擬運(yùn)算發(fā)現(xiàn)：
1.峰谷價(jià)差對(duì)項(xiàng)目IRR影響極大，峰谷價(jià)差上升0.1元，約可使IRR上升1.3%，疊加電芯降本因素的項(xiàng)目IRR最高可上升至15%。
2.在電芯成本不變的情況下，現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)差需增加到0.8元/kWh可使獨(dú)立儲(chǔ)能擺脫對(duì)共享租賃收益的依賴。
數(shù)據(jù)來(lái)源：EESA
