2024-08-27 08:23:45

<p><span style="color: rgb(54, 88, 226);">(文章来源：微信公众号：JK-Liu新能源从业笔记 作者：刘金凯)</span></p><p><strong>一、前言</strong></p><p><span style="color: rgb(5, 7, 59); background-color: rgb(253, 253, 254);">随着全球对可再生能源的重视和“双碳”目标的提出，储能技术作为能源转型的重要支撑，正迎来前所未有的发展机遇。甘肃省作为中国重要的清洁能源基地和“西电东送”产业基地，其独立储能政策的制定与实施，不仅关乎本省能源结构的优化，也对全国乃至全球的能源转型具有示范意义。本文将系统梳理甘肃省独立储能政策的要点、政策来源、收益来源，并通过具体案例进行测算，最后对甘肃独立储能的未来发展情况进行预测。</span></p><p><strong>二、甘肃电网及能源基本情况</strong></p><ul><li>甘肃电网是西北电网中心及功率交换枢纽，是国家“西电东送”战略的重要送端。从区域位置看，甘肃电网“座中连四”，通过19回750千伏联络线与西北其他四省相连，承担着西北电网功率互济、服务河西千万千瓦级新能源基地和黄河上游水电送出的重要任务。</li><li>截至2024年6月底，甘肃电源总装机容量达9158.31万千瓦，其中新能源发电装机容量5699.67万千瓦，占比62.23%，占总装机容量的比重排名全国第二。甘肃新能源外送大省地位凸显。</li><li>今年上半年，甘肃消纳新能源电量281.37亿千瓦时，占全省新能源发电量的69.94%；推动富余电力外送至25个省份，跨省外送新能源电量120.94亿千瓦时，占外送电量的49.11%。</li><li>甘肃河西地区新能源装机占比82%，负荷占比32%；河东地区新能源装机占比18%，负荷占比68%。</li><li>甘肃电网波动特性明显。2023年新能源日波动平均为1094万千瓦，最大达到1651万千瓦。全年有221天新能源波动超过1000万千瓦，超过了常规机组的调节能力。</li><li>截至2024年6月底，甘肃电网已并网新型储能电站141座，主要分布在河西地区。甘肃新型储能电站装机总规模达368万千瓦/879万千瓦时，对电网的调节作用逐渐凸显。</li><li>2023年甘肃全网正式进入商运的新型储能平均利用小时数为1022小时，其中电网侧为1580小时，电源侧为900小时。河西地区电源侧储能平均利用小时数为959小时，河东地区为543小时。</li></ul><p><strong>三、政策目录</strong></p><ul><li>《甘肃省电力辅助服务市场运营规则（试行）》，甘监能市场【2022】238号，甘肃能源监管办公室，2022年12月30日；</li><li>《关于甘肃省集中式新能源项目储能配置有关事项的通知》，甘发改能源【2023】469号，甘肃省发展和改革委员会，2023年8月15日；</li><li>《甘肃电力现货市场规则（征求意见稿）》，甘肃省工业和信息化厅，2024年7月1日；</li><li>《甘肃省电力中长期交易实施细则（试行）》，甘能市场【2023】161号，甘肃能源监管办公室，2023年12月27日；（市场主体包含储能，只是现阶段储能暂不参与）</li></ul><p><span style="color: rgb(255, 0, 0);"><strong>说明：</strong></span></p><ul><li>甘肃省储能的命名和其他地区不太一样，甘肃省将电网侧储能根据运营模式和发挥作用分为独立储能和独立共享储能，有点类似于其他省份的电网侧储能和电源侧储能。</li><li>独立储能，是指接入电网侧，充电功率 1 万千瓦及以上、持续充电 2 小时及以上，具备独立计量和发电自动控制功能（AGC），并以独立主体身份接受电网统一调度，向电网提供各类辅助服务的储能设施。</li><li>独立共享储能，是指多个新能源场站为满足配建储能功率和充电时间要求，将新能源内部配建储能，采取集中建设方式（含自建、合建、购买），整体接入电网侧的储能设施。</li></ul><p><strong>四、盈利模式</strong></p><p><span style="color: rgb(0, 0, 0);"><strong>1、独立储能（电网侧储能）</strong></span></p><p><strong>（1）辅助服务收益--调峰容量市场</strong></p><ul><li>独立储能按其额定容量参与调峰容量市场交易，申报和补偿标准上限暂按 300 元/（MW·日）执行；</li><li>调峰容量市场，采用“单边竞价，边际出清，分档结算”模式；</li><li>对于配置新型储能、采用热电解耦改造等国家推广先进技术的市场主体，在参与调峰容量市场时优先出清。</li><li>参与区域辅助服务市场的火电机组、储能设施，当日不享受调峰容量补偿费用</li><li>2023年独立储能调峰容量市场折合度电收益约为0.218元/千瓦时（数据来源于某会议培训内容）。</li></ul><p><strong>（2）辅助服务收益--调频辅助服务</strong></p><ul><li>调频辅助服务市场交易采用日前报价、日内出清模式。</li><li>各市场主体以 AGC 发电单元为单位，可以在电力运营机构平台申报未来一周每日 96 点调频里程报价（价格单位：元/兆瓦），报价上限暂定为 12 元/兆瓦，申报价格的最小单位是 0.1 元/兆瓦；</li><li>2023年独立储能调频收益折合度电收益约为0.412元/千瓦时（数据来源同上）。</li></ul><p style="text-align: justify;"><strong>（3）电力现货交易</strong></p><ul><li>放电电量为正、充电电量为负，以节点边际电价作为其该时段的结算价格，节点边际价格超过限价时按市场限价进行结算。</li><li>2023年独立储能参与现货市场充放电收益折合度电收益约为0.17元/千瓦时（数据来源同上）。</li><li style="text-align: justify;">另根据兰木达电力现货测算：河西地区2024年上半年度电收益约为0.192元/千瓦时，河东地区约为0.278元/千瓦时，甘肃全网为0.234元/千瓦时；<span style="color: rgb(5, 7, 59);"><br></span><strong>（4）西北区域辅助服务市场</strong></li><li style="text-align: justify;">具体可参见：《西北区域电力并网运行管理实施细则》、《西北区域电力辅助服务管理实施细则》；</li><li>由于调峰容量市场中明确规定参与区域辅助服务市场的火电机组、储能设施，当日不享受调峰容量补偿费用，故在此次测算中暂不考虑；</li></ul><p style="text-align: justify;"><strong>（5）跨省电力中长期市场</strong></p><ul><li>具体可参见：《西北区域跨省电力中长期交易实施细则(征求意见稿)》；</li><li>由于此文正式稿尚未发布，且计算规则并不明确，因此在此次测算中，暂不考虑；</li></ul><p style="text-align: justify;"><span style="color: rgb(0, 0, 0);"><strong>2、独立共享储能（电源侧储能）</strong></span></p><p style="text-align: justify;"><strong>（1）辅助服务收益--调频辅助服务收益</strong></p><ul><li>具体参照独立储能调频辅助服务部分</li></ul><p style="text-align: justify;"><strong>（2）电力现货交易</strong></p><ul><li>独立（共享）储能企业在实时市场运行中按需申报自调度计划曲线，电力调度机构对其申报的自调度计划曲线进行安全校核，校核通过后作为实时现货市场出清边界条件。</li></ul><p style="text-align: justify;"><strong>（3）容量租赁</strong></p><ul><li>独立共享储能将容量租赁给新能源厂站，价格由租赁双方协商约定。</li></ul><p style="text-align: justify;"><span style="color: rgb(0, 0, 0);"><strong>3、小结</strong></span></p><ul><li>就已了解的信息来看，甘肃独立储能（电网侧储能）收益要优于独立共享储能（电源侧储能）。</li></ul><p><strong>五、测算案例</strong></p><p>以甘肃省100MW/400MWh独立储能（电网侧储能）电站为例，建设周期6个月。</p><p><span style="color: rgb(255, 0, 0);"><strong> &nbsp; 测算边界：</strong></span></p><ul><li>1、静态投资44000万元，单瓦造价1.1元/Wh;</li><li>2、20%资本金，80%银行借款；融资成本4.5%，融资期限15年；</li><li>3、运维人员12人，年薪10万，福利系数60%；</li><li>4、保险费取固定资产原值0.5%；</li><li>5、维修费初始比率为0.5%，运维系数逐年递增；</li><li>6、除电池以外的固定资产折旧年限20年，残值率5%；</li><li>7、电池折旧年限10年，残值率10%，第11年更换电池，更换成本0.45元/Wh;</li><li>8、充放电深度90%，充放电效率均为94%，系统衰减率首年3%，此后每年2%；</li><li>9、税率取法定税率；</li><li>10、调峰容量市场折合度电收益约为0.22元/千瓦时；</li><li>11、调频收益折合度电收益首年为0.41元/千瓦时；</li><li>12、电力现货充放电收益为0.17元/千瓦时；</li><li>13、调用次数首年330次，逐年递减，最终取值250次。测算结果：</li><li>1、投资回收期（税后）（年）12.18</li><li>2、全投资内部收益率（税后）9.82%</li><li>3、资本金内部收益率（税后）19.47%</li></ul><p>上述分析仅基于当前的边界条件。实际运行中，存在着调用次数、电站运维水平，现货市场的不确定性以及政策变化等因素，将直接影响项目的收益，需在实际测算中予以考虑。</p><p><strong>另附笔者参加的另外一场会议获得的数据：在参与市场后，独立储能及独立共享储能在电能量市场度电收益约0.2-0.3元/千瓦时，调频市场折合度电收益约0.3-0.4元/千瓦时，独立储能容量市场</strong><span style="color: rgb(0, 0, 0);">折合</span><strong>度电收益约0.3元/千瓦时，综合考虑</strong><span style="color: rgb(255, 0, 0);"><strong>电能量+容量+调频</strong></span><strong>,独立储能度电收益约0.7-1.0元/千瓦时。</strong></p><p><strong>六、结论</strong></p><p>甘肃省独立储能政策的制定与实施为新能源的消纳和电力系统的调节能力提供了有力保障。未来随着政策的进一步完善和技术的不断进步，甘肃省储能产业将迎来快速发展期，为新型电力系统的构建和能源转型贡献力量。</p><p><strong>参考文献</strong></p><ul><li>《陇原绿电送远方——国网甘肃电力服务新能源高质量发展》，李璇，国家电网报，2024年7月25日；</li><li>《电力现货价格年中分析报告（2024年）：多省现货价格大幅下降》，Lambda，兰木达电力现货，2024年7月15日；特别说明：以上仅代表笔者个人观点，不代表笔者所在平台，相关内容仅供学习交流使用，不作为任何投资依据。</li></ul>

['新能源通识']