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容量费用管理
在我国,供电部门对大工业企业实行两部制电价,将电价分成基本电价与电度电价两部,基本电价是按照工业企业的变压器容量或最大需用量作为计算电价的依据,由供电部门与用电部门签订合同,确定限额,每月固定收取,不以实际耗电数量为转移。容量费用管理是指在不影响正常生产的情况下,通过降低最高用电功率,从而降低容量费用。用户可以利用储能系统在用电低谷是储能,在高峰时负负荷放电,从而降低整体负荷,达到降低容量费用的目的。
提升电能质量
由于存在电力系统操作负荷性质多变,设备负载非线性等问题,使得用户获得的电能存在电压、电流变化或者频率偏差等问题,此时电能的质量较差。系统调频、无功支持就是在发电侧和输配电侧提升电能质量的形式。在用户侧,储能系统同样可以进行平滑电压、频率波动,例如利用储能解决分布式光伏系统内电压升高、骤降、闪变等问题。提升电能质量属于典型的功率型应用,具体放电市场及运行频率依据实际应用场景而有所不同,但一般要求响应时间在毫秒级。
提升供电可靠性
利用储能系统作为电力用户的备用电源,当电网供电不足时可以为用户供电,储能系统的容量取决于用户的负荷及停电时间,因此由用户自主控制储能系统的大小。提升供电可靠性与发电侧的旋转备用应用类似,主要差异在于面向的应用对象不同以及提升供电可靠性的储能系统相对规模较小。
我们将各种储能技术根据其不同的特性与应用场景的需求进行配对,得到不同储能技术最适用的应用场景,随着技术的进步,储能技术能适用的场景也会发生改变。如飞轮储能分为能量型和功率型,能量型飞轮储能目前放电时间还较短,实际应用价值不高,但是如果放电时间可以提升到时分级,则能量型飞轮储能也能在可再生能源出力平滑等应用场景中有一席之地。
储能技术经济性评价:效益逐体现
储能技术的经济性评价方法有多种,由于储能带来的社会效益无法被企业所量化获得,因此我们只按现有机制计算储能的投资回报。实际上,由于不同的应用场景、不同的区域以及不同的储能技术需要考虑的变量因素不同,在现行电力体制下,可能存在区域性的盈利机会。以辅助服务为例,由于有不同的标准和政策,实际计算中需要做相应调整。如各区域的《发电厂并网运行管理细则》和《并网发电厂辅助服务管理细则》中规定了电力辅助服务交易的承付、辅助服务种类、考核补偿方式等。各区域调频补偿办法不同,其中华北电网的补偿在考虑了容量补偿和可用时间补偿以外还考虑了调节性能,一定程度上使得性能更优的储能电站可以获得更多的补偿。
由于目前实际应用中储能大多用于削峰填谷,我们以10MWh的铅炭电池用于削峰填谷来进行投资回报的测算。目前初始的系统成本在1200元/kWh左右,项目运行假设如下:
1.折旧年限以8年计,总体系统寿命短板在于电池,因此我们假设电池以30%的残值率,系统以20%的残值率,以直线法折旧;
2.电池容量以年3%的速度衰减,到第8年时衰减到79%,低于最佳使用阈值;
3.以江苏省110KV大工业用电计算,因为受限于电池特性,实际运行中峰8h,谷6.4h,平1.6h,系统效率90%,平均峰谷价差0.6762元/kWh计,日循环次数1次,实际年利用时间为330天;
根据上述假设我们用折现现金流保守测算得到项目的税后IRR为5.2%,已经具有一定的经济可行性,而如果公司在此基础上加一定比例的杠杠,实际投资回报率可以超过10%。
在现有的储能技术和应用场景下,我们认为储能已经具备了一定的商业化运行能力,行业内生需求与经济性已到一定的临界点,实际制约产业发展的瓶颈在于国家政策和标准,我们认为相关政策落地之日即储能产业爆发之时。
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