储能等灵活调节资源的成本特性及社会成本比较

 

　　依据期初静态投资、年成本、经济寿命、调峰能力等为参数，测算和分析储能等不同调峰资源的单位年调峰成本。计算公式为：

 

 

      其中i为折现率，取十年期长期国债利率（3.30%）；n为经济寿命（年）。

　　相比较而言，热电厂配热水罐调峰的社会成本最低，为3万元/兆瓦；其次是电极锅炉配热水罐方案，为11万元/兆瓦；铅碳电池储能调峰的经济性较差，单位年调峰成本为每年100万元/兆瓦。虽然热电厂热电解耦调峰方案的社会成本最低，但并不代表其在调峰辅助服务市场竞争中必然占优，这与当前调峰辅助服务补偿政策的设定有关（热电机组尽管灵活性改造后最小负荷可从80%降至40%，但调峰政策中获得补偿的问题仅为50%至40%的部分）。因此，需要对各品类调峰资源在实际市场中的竞争排序进行单独分析。

　　西北区域灵活调节资源的供给缺口主要集中于供暖季。因此，我们基于供暖季的应用场景，以当前调峰辅助服务规则为边界条件，开展了多种灵活调节资源的市场竞争力分析。

　　一是当前实际运营的调峰辅助服务市场中，热电机组、储能、水电扩容等灵活调节资源主要以省区为单元，在各自省区内参与市场竞争，并不完全在统一市场开展竞争。这样的竞争范围并不利于不同类型调峰资源的集中优化。我们认为所有调峰资源需在统一平台上开展市场竞争。

　　二是火电调峰电量计算规则暂不做调整，根据西北区域各省区政策约定，暂按负荷率低于50%的部分深度调峰电量计作调峰电量。

　　三是储能、水电扩容、电极锅炉按全部调峰电量计作调峰补偿电量考虑，其中，储能、电极锅炉的购电单价按西北区域2018年平均上网电网计；储能调峰电量按日调峰1.5次考虑，水电扩容调峰按日调峰8小时考虑（根据仿真计算，青海弃风弃光集中于9时~16时，约8小时）。

　　根据我们研究的结果，从调峰成本电价角度比较，热电厂配热水罐技术方案的调峰成本电价相对较低，仅为320元/千千瓦时（低于50%负荷率计补偿电量），在调峰市场竞争中相对占优。按照部分电量获得补偿，则电极锅炉配热水罐的调峰成本电价次之。水电基坑预留按水电企业上报数据调峰成本电价最低，但按造价拆解调峰成本电价则处于居中的水平（均按日调峰8小时考虑）。而储能的调峰成本电价则偏高，其中，磷酸铁锂电池储能的调峰成本单价为761元/千千瓦时（按日调峰1.5次考虑），铅碳电池储能的调峰成本单价为1146元/千千瓦时（按日调峰1.5次考虑），导致其在调峰辅助服务市场竞争中排序靠后。

本文刊载于《中国电力企业管理》