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发电侧储能参与电力现货市场的盈利分析
以发电侧储能参与电力现货市场为例,说明储能盈利模式的分析方法。
储能系统成本模型
初始投资成本,储能系统的初始投资成本根据近年储能电站EPC中标价格确定,公式如下:
年运行维护成本,公式如下:
根据储能系统的使用寿命和基准收益率,将总投资成本在寿命周期内平摊,与年运维成本叠加得到费用年值:
对于典型配置的储能单独参与市场的商业模式进行测算,不考虑政府补贴。分别考虑新能源配储和独立储能两种类型。采用以上介绍的方法对表中所示两种类型的某电池储能系统展开测算。
新能源配储:不记初始投资成本,计算得其年运维成本为Sm=86万元。
独立储能:计算得其初始投资成本为SPE=1.8亿元,成本费用年值为AC=1675.67万元。
储能参与现货市场的盈利分析
独立储能可以自调度方式(自行管理荷电状态)参与中长期和现货电能量市场,此时“充电价格=谷时段电价+电度输配电价+政府性基金及附加”;也可以接受电网调度的方式(上报容量等信息后接受统一调度)参与现货电能量、调峰和调频辅助服务市场,此时免收输配电价。
设定储能每日满充满放电1次。储能通过现货市场盈利公式如下:
通过容量补偿的盈利如下:
由以上两式可求出储能盈利时和确定谷价情况下的现货价差临界值。
储能参与现货市场通过充放电价差获取收益。假设年现货平均充电电价分别取100、200、300、400元/兆瓦时,容量补偿单价为19万元/(月×兆瓦时),独立储能的容量租赁单价为200元/(千瓦时·年),租赁率为50%。设定储能的电度输配电价与政府性基金及附加之和为211.7元/兆瓦时。
新能源配储:年现货平均谷价为100~400元/兆瓦时,平均充放电价差382.8~435.7元/兆瓦时,以统一调度模式全年全电量参与现货市场基本实现盈亏平衡;平均充放电价差为594.5~647.5元/兆瓦时,以自调度模式全年全电量参与现货市场基本实现盈亏平衡。
独立储能:不考虑容量租赁,平均充放电价差为416.6~469.5元/兆瓦时,以统一调度模式基本实现盈亏平衡;平均充放电价差为628.3~681.3元/兆瓦时,以自调度模式基本实现盈亏平衡。考虑容量租赁,平均充放电价差为204.3~257.3元/兆瓦时,以统一调度模式基本实现盈亏平衡;平均充放电价差为416.1~469元/兆瓦时,以自调度模式基本实现盈亏平衡。
储能参与电力市场的问题分析及建议
目前,电力系统仍缺乏体现储能价值的市场化运营机制。储能是灵活性供电的提供者,但当前电力系统灵活性的市场价值及其实现的市场机制不完善,制约了储能产业的健康发展。大规模储能进入电力系统仍存在制约因素,各类储能技术成熟度总体不高,电化学储能存在安全性、适应性及成本等问题,储能电站成本依然较高,且行业标准体系和安全规范尚未完善。储能应用涉及多个市场主体,如何设计公平合理的收益分配机制,激发各主体投资储能的积极性,是政策制定面临的挑战。
一是完善中长期交易机制,拉大峰谷价差。近年来,我国储能市场一直保持稳定发展态势,但发展速度难以提升,主要原因是峰谷电价差较小,缺乏合理的商业应用模式,储能系统经济性未能凸显。此次提升峰谷电价价差提高了工商业用户的用电成本,将大大提振工商业用户配置储能节约用电成本的意愿。峰谷电价的政策给储能产业的发展创造了条件,储能企业可以通过购买低谷时的低价电,出售高价电实现盈利。储能产业的发展不仅能惠及到几个企业,对提高整个电网系统运行效率、降低电力系统的运行成本,都具有非常重要的意义。
二是建立电力现货交易机制,推动电源侧独立储能在现货市场中发现价格。电源侧独立储能参与现货交易是较为优选的商业模式之一,通过电网调度并给予容量补偿,有望使电源侧储能获得高收益。通过调研企业运行情况,合理设定各个参数,固化合适的规则,修正不正确的规则。
三是加快推进调频辅助服务市场建设,推动调频辅助服务从行政定价到市场定价,同时丰富调频辅助服务市场交易品种,通过市场发现新型储能价值。目前,江西省并无开启调频辅助服务市场,新昌电厂电源侧调频调峰储能一期项目于2020年投运,其调频辅助服务的使用和付费遵循“两项细则”(《华中区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》和《华中区域发电厂并网运行管理实施细则》),按照事前定价、事后按调用量补偿的方式获取调频收益,并不能充分发挥新型储能调频的积极性。应加快推进省级调频辅助服务市场建设,推动调频辅助服务从行政定价到市场定价,通过市场调动新型储能积极参与调频,满足未来的调频需求。
四是探索建立容量市场。容量市场的引入将向可调度的发电设施支付费用,以换取在发电不足的情况下确保其容量可用。容量市场相比容量补偿机制,引入了市场价格竞争,能够正向激励电源侧配备储能。
五是加快共享储能等商业模式发展,拓展电源侧储能盈利渠道,促进储能行业健康发展。为助推新型电力系统建设,保障电网电力电量平衡与安全稳定低碳运行,研究新型储能的技术应用与商业模式至关重要。与常规储能项目相比,虚拟电厂、“互联网+储能”“分布式智能电网+储能”等新型储能商业模式具有易于调度、质量可控、收益多元等多重优势,可进一步发挥新型储能的潜在应用价值。
随着技术的不断进步和政策的持续推动,储能在电力市场中的应用前景将更加广阔。一方面,储能技术成本有望进一步降低,性能不断提升,新型储能技术(如固态电池、氢储能等)将逐渐成熟并实现商业化应用,为储能市场注入新的活力。另一方面,电力市场体制机制将不断完善,储能与其他市场主体之间的互动将更加紧密和高效,储能的市场价值将得到更充分的体现。此外,储能技术创新将拓展储能的应用场景,使其不局限于传统的发电侧、电网侧和用户侧,在分布式能源系统、微电网、新型电力系统等领域的应用将不断拓展,为实现能源绿色低碳转型和可持续发展目标提供有力支持。然而,储能产业的发展仍面临一些挑战,如储能安全管理、市场监管体系建设、跨区域市场协调等方面,需要政府、企业和科研机构共同努力,加强合作,推动储能产业健康有序发展。
本文刊载于《中国电力企业管理》(上旬)2025年3期,作者系华南理工大学电力经济与电力市场研究所所长、发展中国家工程技术院院士。
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