“峰谷套利”模式下的先进压缩空气储能电站经济性研究
——以湖北省电价政策为例

刘晓林 LIU Xiao-lin；陈丽 CHEN Li；陈永安 CHEN Yong-an；张春琳 ZHANG Chun-lin；陈东 CHEN Dong；刘禹初 LIU Yu-chu

（①湖北楚韵储能科技有限责任公司，孝感 432499；②中国电力工程顾问集团中南电力设计院有限公司，武汉 430061；③中能建数字科技有限公司，北京 100032；④中国能源建设集团有限公司工程研究院，北京 100032）

0 引言

积极探索储能项目商业化运行是实现“双碳”目标的重要举措，2021年国家发改委发布了《关于进一步完善分时电价机制的通知》，文中提出要完善落实“峰谷套利”模式，所谓“峰谷套利”是指通过峰谷电价差获取收益，但是截止目前没有正式发布关于压缩空气储能电站的电价政策，也没形成统一的电价补偿政策和成熟的运营模式，因此亟需对压缩空气储能的运营模式及相关电价政策进行研究，帮助实现压缩空气储能电站的推广和应用。本文依托湖北省某新建先进压缩空气储能项目，进行“峰谷套利”商业运营模式下的经济性研究，为压缩空气储能的定价政策提供参考。

1 相关研究文献评述

当前已经有一些文献对储能的经济性进行了研究。Grazzini 和Milazzo（2008）对完全不设置助燃环节的AACAES 系统进行了热力学分析，结果表明其效率可高达72%。熊雄等（2013）建立了包含政府补贴的储能电站收益模型，发现用户侧的峰谷套利带来的经济收益要高于发电侧和电网侧；韩晓娟等（2014）发现电池储能系统具备设备投资收益、直接收益、环境效益和政府补贴四个方面的价值；薛金花等（2016）基于不同储能寿命周期给出了储能选型和有效降低成本的建议；潘福荣等（2019）根据浙江省工商业数据，使用生命周期模型进行分析，发现用户侧的NPV 和IRR 较未考虑生命周期模型的结果更优；保伟中等（2022）研究指出钛酸锂电池在寿命周期内可以实现预期的经济收益，具备较好的经济性。

现有文献大多是从生命周期模型研究电储能在“峰谷套利”模式下的成本和收益，对压缩空气储能在“峰谷套利”模式下的经济性研究较少，本文有利于弥补这一领域研究的不足。

2 先进压缩空气储能电站商业运营模式分析

为减少传统压缩空气储能能量损失大、污染物排放较多的问题，在传统压缩空气储能的基础上引入热能存储技术（thermalenergystorage，TES），TES 蓄热技术可将压缩空气阶段产生的热量存储于蓄热介质，在释能阶段通过换热器对高压空气进行加热，完全取代助燃燃料，实现全过程无燃烧、无排放、对环境更友好。比如2014年12月清华大学建成500kWAA-CAES 实验系统TICC-500，电换电效率达41%，综合能量效率达72%。如图1 所示。

图1 AA-CAES 工作原理示意图

当前商业运营模式主要包括：峰谷套利模式、共享储能租赁模式、虚拟电厂模式和合同能源管理模式。但是由于各自的局限性，当下仍无法替代“峰谷套利”模式，主要原因在于：

共享储能租赁是由储能项目的投资方亦或业主将储能系统的功率和容量通过合同等方式租赁给源、网、荷侧的需求方或目标用户，遵循“谁受益、谁付费”的原则向承租方收取租金，但是共享储能租赁模式其没有解决当前储能的市场化收益无法覆盖其成本的问题，并且其在自身的运行层面上依旧存在着承租人付费、法律风险高等问题。共享储能租赁模式和“峰谷套利”模式相比“峰谷套利”模式的底层逻辑更为简洁，围绕价格波动而实现收益，不存在第三方介入而产生的模式复杂化问题，并且其适用场景相较于享储能租赁模式而言也更加广泛。

虚拟电厂是一种利用先进的传感、计量、通信技术打破资源的地域局限与异构壁垒，建立在云端的分布式发电厂。虽然虚拟电厂本身是一种以优化管理为目的的运行模式，但是其并未解决储能项目商业化运行中盈利的问题，而且虚拟电厂对于支撑平台有着极高的要求，目前适用范围有着明显的局限性。“峰谷套利”模式则依托目前较为成熟的电价机制，虽然在电力合理配比供应、管理等方面不如虚拟电厂借助大算力平台得出的结论更加合理，但是从促进储能项目科学合理的商业化运行角度来看，虚拟电厂依然无法替代“峰谷套利”模式。

合同能源管理是一种以节省的能源费用来支付节能项目全部成本的节能投资方式，合同能源管理模式由于第三方综合能源服务公司的参与，使得整体运营的市场化程度增加。合同能源管理模式本身作为“代理人”制度在能源领域的应用，其不可避免的存在一些问题，而这些问题的解决成本较高，与目前已经较为成熟的“峰谷套利”模式相比则显得性价比较低。首先，合同能源管理模式对于市场的依赖性较高，需要具有较高的市场开发度，而“峰谷套利”模式则并不依赖相关市场的开发度，可以适应各个发展程度的市场；其次，合同能源管理长期以来一直存在项目运行成本高、融资难等问题，而“峰谷套利”模式，对资金和管理的要求都相对更低，因此“峰谷套利”模式的应用范围无疑更加广泛。

3 案例分析

3.1 案例区域基本情况

湖北省某先进压缩空气储能电站建设工期2年，运营期25年，储能电站利用废弃盐穴建设1 套300MW×5h 先进压缩空气储能发电机组及配套设施，储能电站电-电综合效率（储电量/放电量）为65%。根据国家发展改革委关于进一步完善分时电价机制的通知（发改价格〔2021〕1093号）的文件精神，省发改委出台了关于进一步完善分时电价机制有关事项的通知，在该地区电网2020-2022年输配电价和销售电价有关事项的通知（某发改价管[2020]439号）的基础上，扩大了夏季、冬季用电高峰月份（夏季7月-8月、冬季12月-次年1月），用电尖峰时段和低谷时段的基础电价浮动比例。

3.2 “峰谷套利”模式经济性分析

压缩空气储能电站投资效益分析以《建设项目经济评价方法与参数（第三版）》为依据，通过测算内部收益率、投资回收期、净现值来评估压缩空气储能电站的经济性。

未考虑变压器的容量电费，峰谷分时电价的计算规则如下：

平段电价=基础电价+政府性基金及附加+系统运行费；

尖峰电价=基础电价×180%+政府性基金及附加+系统运行费（共2 小时）（每年夏季7月-8月、冬季12月-次年1月浮动比例由1.8 调整为2）；

高峰电价=基础电价×149%+政府性基金及附加+系统运行费（共6 小时）；

低谷电价=基础电价×48%+政府性基金及附加+系统运行费（共8 小时）（每年夏季7月-8月、冬季12月-次年1月浮动比例由0.48 调整为0.45）。

其中，基础电价为同期该地区电网销售电价表所列电度电价，扣除政府性基金及附加和系统运行费。

按照该地区最新公布的电网销售电价表，35kV 销售电价采用单一制模式的电度电价为0.7293 元/kWh（含政府性基金及附加0.0452 元/kWh 和系统运行费0.0025 元/kWh）（含税）。

本储能电站利用电网低谷电价时段压缩运行8 小时，下网电价为（0.7293-0.0452-0.0025）×48%×2/3+（0.7293-0.0452-0.0025）×45%×1/3+0.0452+0.0025=0.3681 元/kWh（含税）。

本储能电站发电时长为5 小时，按尖峰2 小时，高峰3 小时考虑，尖峰电价（0.7293-0.0452-0.0025）×180%×2/3+（0.7293-0.0452-0.0025）×200%×1/3+0.0452+0.0025=1.3200 元/kWh 元（含税），高峰电价（0.7293-0.0452-0.0025）×149%+0.0452+0.0025=1.0633 元/kWh（含税），加权计算上网电价为1.1660 元/kWh（含税）。

本储能电站设计发电年利用小时数1660h，但考虑到调峰需求及调度等因素，储能电站实际年发电利用小时数测算约为1340h。在保证企业成本费用、税金、盈余公积及用于还款的利润、15年内还清贷款的前提下，分别以年利用小时数1340h 和以年利用小时数1660h，采用正算效益的方式，测算财务评价指标如表1。

表1 先进压缩空气储能电站主要财务评价指标

由表1 可知，当年利用小时数为1340h 时，储能电站的项目投资所得税后财务净现值小于零，投资回收期为15.33年。储能电站电价按下网电价0.3681 元/kWh（含税），上网电价按高峰电价1.1660 元/kWh（含税）计算，在保证企业成本费用、税金、盈余公积及用于还款的利润、15年内还清贷款的前提下，以年发电运行小时数1340h 测算项目资本金内部收益率为4.16%低于基准收益率5.5%，按设计年利用小时数1660h 测算项目资本金内部收益率为11.98%。

3.3 敏感性分析

通过分析敏感性因素对经济指标的影响程度进而判断项目风险承受能力的一种方法。在执行“峰谷套利”商业运营模式下，以年利用小时数1340h 测算项目收益，分析工程总投资、年发电小时数、上网电价变化对项目资本金收益率的影响，分析结果见图2。

图2 敏感性分析示意图

根据图2，电价和发电量对项目资本金收益率的影响较大，总投资变化对项目资本金收益率的影响相对较小。

4 结论与政策建议

4.1 结论

根据本文经济性分析，当年利用小时数为1340h 时，储能电站的项目投资所得税后财务净现值小于零，投资回收期为15.33年，测算项目资本金内部收益率为4.16%低于基准收益率5.5%，项目的经济效益较差，从财务角度不可行。按设计年利用小时数1660h 测算项目资本金内部收益率为11.98%，由于现实中一般无法达到设计年利用小时数，压缩空气储能电站的项目资本金内部收益率较差。从敏感性分析看，电价和年发电量对项目资本金收益率的影响相对较大，总投资变化对项目资本金收益率的影响相对较小。

4.2 政策建议

建议出台相应的压缩空气储能支持政策，具体政策如下：

①健全压缩空气储能价格。

可以参考抽水蓄能电站，建立能够满足固定收益率的覆盖全寿命周期的电价机制，探索扩大压缩空气储能峰谷电价差、充放电补贴、调度小时数保证、发电权交易等收益模式。

②推动压缩空气储能全方位参与市场。

推动压缩空气储能参与市场有利于发挥市场机制的作用，促进压缩空气储能技术更迭，成本降低，有利于提高压缩空气储能的规模效益。比如加快压缩空气储能参与辅助服务市场、容量市场、电力现货市场等。

③加大政策对压缩空气储能的支持力度。

当前压缩空气储能的资本金内部收益率低于基准收益率水平，经济效益有限。考虑初创企业的发展规律和压缩空气储能在电网建设全局中的作用，建议政府对压缩空气储能电站予以补贴或税收减免等支持性政策，加速培育压缩空气储能产业的发展。

先进压缩空气储能发电技术，储能和发电均利用空气进行，能量转换过程中没有燃烧或电化学环节。先进压缩空气储能电站可实现电力调峰、调频、调相、旋转备用、应急响应等功能，具有选址灵活、社会环境效益高的优点，系统响应速度快，有益于改善电力系统的电能质量和功率平衡，在政策的支持下，具有广阔的推广应用前景。