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以山西市场为例,将辅助服务单价折算为度电收益。
经测算,调频收入较高的如广东、蒙西地区,可达0.9元/kWh。
我国不同地区的调峰、调频服务价格差别较大,主要与各电网所在区域的灵活性资源稀缺程度有关,东北地区由于风电较多且火电机组调峰能力较差,调峰单价最高(1元/kWh),广东区域由于电网波动性大,所以调频单价最高(0.91元/kWh)。
2.3.2 三种应用场景及其假设
我们考虑典型的地面光伏电站是否配置储能,以及是否能够获取辅助服务收益,假设了三种应用场景,以测算配置储能的经济性,三种场景分别为:无储能、有储能(减少弃电)、有储能(减少弃电同时提供辅助服务)。
○场景1:100MW光伏电站,无储能,弃电率5%。
○场景2:100MW光伏电站,配置储能(15MW/30MWh),弃电率降为0,不参与辅助服务,储能每日一充一放。
○场景3:100MW光伏电站,配置储能(15MW/30MWh),弃电率降为0,参与辅助服务,储能每日两充两放,辅助服务度电收益为0.55元/kWh(按新疆政策)。
2.3.3 项目IRR测算
经测算,按30%自有资金考虑,三种场景下自有资金IRR分别为9.91%、7.35%、9.02%,度电成本分为0.23、0.27、0.28元/kWh。
场景2配置储能后尽管可以降低弃电,但不足以覆盖储能成本,收益率有较大下滑,场景3配置储能可以在降低弃电同时获取辅助服务收益,收益率小幅下降,但仍能维持在8%以上。
2.3.4 经济性敏感性分析
储能成本、配备储能后的发电增益和辅助服务价格是影响储能经济性的3个重要因素。
对于场景2(有储能,无辅助服务),在其他参数不变的条件下,改变储能成本和配备储能后的发电增益。若配置储能能够减少10%的弃电量,在储能成本为2元/Wh时,配置储能可以使自有资金IRR提升1.89%,达到8.30%;当储能成本为1元/Wh时,配置储能可以使自有资金IRR提升2.26%,达到9.68%。
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