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—— 儲能熱管理研究院，以研究儲能與動力電池CCS、儲能溫控、數(shù)據(jù)中心、5G、傳感器等等熱管理應(yīng)用為核心，本文針對浙江省電力市場下的獨立儲能電站運營和收益模式探討進(jìn)行分析，鳴謝 自主研制NTC芯片的特普生儲能CCS集成溫度采集母排，對本文的大力支持！

浙江電網(wǎng)是典型的受端電網(wǎng)，外來電占比高交直流混聯(lián)大電網(wǎng)運行復(fù)雜。已建成以“兩交三直”特高壓為核心，以“東西互供、南北貫通”的500千伏雙環(huán)網(wǎng)為骨干，以沿海電源群為支撐的堅強(qiáng)主網(wǎng)架。

以220千伏電網(wǎng)為支撐、110千伏電網(wǎng)為基礎(chǔ)形成了安全可靠、經(jīng)濟(jì)高效、智能靈活、城鄉(xiāng)統(tǒng)籌的區(qū)域輸配電網(wǎng)。

電力供應(yīng)現(xiàn)狀

電力結(jié)構(gòu)向清潔化、低碳化持續(xù)轉(zhuǎn)型發(fā)展

· 截至2022年底，浙江省全口徑發(fā)電裝機(jī)容量突破11600萬千瓦，新能源裝機(jī)容量2962.4萬千瓦 (光伏2539萬千瓦、風(fēng)電423萬千瓦) ，占比突破25%；

· “十四五”期間，全省新能源裝機(jī)倍增計劃，需新增1700萬裝機(jī)。

電力電量要求

· 2022年，浙江全社會用電量達(dá)到5799億千瓦時，同比增長5.17%；

· 浙江電力需求在“十四五””十五五”期間將保持中速增長；

· 浙江是全國峰谷差最大的省份之一，并將進(jìn)一步拉大。

浙江網(wǎng)側(cè)儲能建設(shè)情況

· 首批網(wǎng)側(cè)儲能由浙江電網(wǎng)投資建設(shè)，共計4個，規(guī)模較小12MW/24MWh。

· 2022年“十四五”第一批儲能示范項目：網(wǎng)側(cè)20個，共計1060MW/2172MWh；電源側(cè)4個，共計122MW /122MWh。

· 示范項目建設(shè)情況：

已建成：蕭山電廠儲能、新昌高新園區(qū)儲能、上虞35kV直掛項目，共計106MW/212MWh:

建設(shè)中：寧波光耀熱電儲能項目、國能梅嶼儲能、龍泉恒龍儲能項目，嘉興尖山電網(wǎng)側(cè)儲能項目，共計305MW/610MWh;

已完成前期：秦山核電儲能項目、普新藍(lán)儲能項目、溫州樂清儲能、臺州三門儲能，共計200MW/400MWh。

電力發(fā)展新引擎

· 2017年9月，省政府印發(fā)《浙江省電力體制改革綜合試點方案》，正式啟動浙江電力市場建設(shè)；

· 作為電力現(xiàn)貨市場全國八個試點省份之一，2019年5月啟動模擬試運行，9月開展首次結(jié)算試運行，2020年7月浙江電力現(xiàn)貨市場首次整月連續(xù)結(jié)算試運行乎穩(wěn)有序。2021年3月~5月首次整季連續(xù)結(jié)算試運行；

· 浙江電力市場建設(shè)分為初期、中期和目標(biāo)市場。初期市場目標(biāo)是建立現(xiàn)貨市場為主體的省級電力市場體系。

浙江市場特點

· 以美國PJM市場為藍(lán)本設(shè)計，主要包括批發(fā)市場和零售市場。批發(fā)市場包含了電能量現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場和合約市場。

· 以半小時為結(jié)算周期，發(fā)電側(cè)采用節(jié)點電價，用戶側(cè)采用統(tǒng)一加權(quán)平均電價。

· 國內(nèi)首次采用輔助服務(wù)市場與電能量市場聯(lián)合出清。

· 輔助服務(wù)市場方面，機(jī)組參與調(diào)峰的價值將通過現(xiàn)貨電能量市場的競爭體現(xiàn)。調(diào)頻和備用在實時市場中與電能量市場聯(lián)合優(yōu)化出清。無功補(bǔ)償和黑啟動等通過中長期合同獲得收益。

浙江輔助服務(wù)市場試運行

· AGC調(diào)頻是電力輔助服務(wù)的主要內(nèi)容，根據(jù)調(diào)頻效果進(jìn)行考核。

· 浙江調(diào)頻市場補(bǔ)償費用分為調(diào)頻容量和調(diào)頻里程。

· 調(diào)頻容量價格申報上、下限為10(元/MW)/h和0(元/MW)/h; 調(diào)頻里程價格上、下限分別為15元/MW和0元/MW。

· 2021年3月第四次試運行為例，調(diào)頻市場容量需求100萬千瓦，日均申報調(diào)頻容量為222.84萬千瓦，平均供需比介于2.16~2.32之間。

· 調(diào)頻市場：3月試運行期間，調(diào)頻市場總費用達(dá)9500萬元，日均調(diào)頻費用約300萬元，較第三次結(jié)算試運行增長23%。

· 調(diào)峰市場：實時市場電價峰谷差明顯拉大，價差達(dá)583.9元/兆瓦時，較第三次結(jié)算試運行增加19.9%。

· 浙江市場聯(lián)合出清特點，機(jī)會成本對于調(diào)頻出清價格影響非常大，主要取決于機(jī)組在電能市場出清價格與電能市場報價之間的差額

國內(nèi)儲能參與電力市場形式

我國電網(wǎng)側(cè)儲能尚缺乏成熟的商業(yè)模式，結(jié)合中國政策要求和電力體制改革情況，考慮投資主體、投資回收機(jī)制、業(yè)務(wù)監(jiān)管機(jī)制等因素電網(wǎng)側(cè)儲能的潛在商業(yè)模式可分為輸配電成本監(jiān)管模式和競爭性業(yè)務(wù)模式兩大類。

獨立儲能案例

· 以浙江省某獨立儲能電站為例，建設(shè)規(guī)模100MW/200Mwh進(jìn)行收益測算。

· 結(jié)合浙江省相關(guān)政策和國內(nèi)其它省份同類項目，主要考慮三塊收益: 容量收益、調(diào)峰收益 (電量市場)和調(diào)頻收益 (輔助服務(wù)市場)。

收益測算

· 容量收益：

前三年容量補(bǔ)償費分別為: 第一年2000萬，第二年1800萬，第三年1700萬。后續(xù)運行期內(nèi)考慮通過共享儲能模式，給新能源場站提供儲能容量租賃服務(wù)，由于浙江省尚未出臺相關(guān)租賃指導(dǎo)費，暫不計入。

· 調(diào)峰收益：

計劃調(diào)峰收入: 調(diào)峰電價暫按《浙江省第三方主體參與電力輔助服務(wù)市場交易規(guī)則 (試行)》考慮，填谷補(bǔ)貼不高于320元/MWh，頂峰補(bǔ)貼不高于1000元/MWh。年運行300次，參與調(diào)峰測算，則年調(diào)峰收入3497萬元。

現(xiàn)貨電量市場套利收入: 全年按350次充放設(shè)計，滿足電池設(shè)計壽命要求(5000次，運行期10年)日前市場發(fā)電側(cè)平均電價397.61元/兆瓦時，實時市場峰谷價差583.9元/兆瓦時單次現(xiàn)貨買賣收益(考慮) : 10.69萬元，則年現(xiàn)貨市場套利收入: 10.69*350=3740萬元。

· 調(diào)頻收益：

根據(jù)2021 年 4~6 月第四次結(jié)算時，調(diào)頻容量平均出清價格為 117 元/MWh，平均調(diào)頻里程出清價格為 8.85 元/MW。按保守計算:

調(diào)頻容量按 15%額定裝機(jī)出力 15MW，每天中標(biāo) 12h，一年按 350 天計算:調(diào)頻容量出清價 100 元/MWh;

調(diào)節(jié)里程出清價 8 元/MW:

調(diào)頻容量收入為: 630 萬元

調(diào)頻里程收入為: 3024 萬元

運行期按20年考慮：

投資回收期11.7年

全投資內(nèi)部收益率(稅前) 7.5%

全投資內(nèi)部收益率(稅后) 6%

資本金內(nèi)部收益率為9.83% (稅后)