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秦毓毅:光储电站成本电价模型及投资决策分析

作者:中国储能网新闻中心 来源:中国储能网 发布时间:2019-08-12 浏览:
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中国储能网讯:8月9—10日,由中国化学与物理电源行业协会储能应用分会联合中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司、西安北大科技园、中国科学院电工研究所储能技术组、深圳市科陆电子科技股份有限公司等单位联合主办“第二届全国发电侧储能技术与应用高层研讨会”在陕西西安金磐酒店举行。来自政府主管部门、能源监管部门、行业专家、设计院、新能源发电业主单位、电力公司、系统集成商、项目承包商、投融资机构等单位的260余位嘉宾出席了本次研讨会。 

主办方邀请到国网四川综合能源服务有限公司副总经理秦毓毅就“光储电站成本电价模型及投资决策分析”做主题报告,以下为其报告主要内容。

秦毓毅 

大家下午好!今天有幸到这来跟大家交流光储电站成本电价模型及投资决策分析,前面大家都对储能项目进行了阐述,很多涉及到光储电站,我们作为电网背景的综合能源公司,视角或跟大家有所不同,主要从投资方的角度谈谈光伏储能电站投资决策。

首先介绍一下我们公司,国网四川综合能源服务有限公司是国网四川省电力公司全资子公司,公司注册资金5亿元,主要业务领域集中在综合能效管理、多能互补、分布式能源和专属电动汽车充电网运营等方面。 根据四川特色还有两个业务板块:一个是售电公司;另外一个是横跨四个领域,关于储能业务的构想。为什么说构想?因为目前并没有成功实施的项目。前期我们参与了攀枝花50万平方屋顶分布光伏,后面中止了,失败原因是管理成本控制方面有一些问题。目前正在跟进西藏50MW光储一体化并网光伏项目,下面就这个项目的决策过程和大家做一个交流。

从电网角度来看,我们把储能视为所有综合能源业务的核心,包括现在提到泛在电力物联网,储能无疑是重要的元件。因此,储能业务我们必须得做。作为投资角度来讲,我们希望找到一些能够落地的商业项目,让综合能源投资按照国网战略部署投下去,所以前期我们制定了开展储能研究的决策。四川水电资源丰富,短期不具备大规模发展风光电站的条件,发展储能也得不到足够的支持,我们决定搞光储项目还是很难下决心的。

今天我演讲的PPT,风格很文艺,是公司一个95后小妹妹做的,我觉得应该尝试,不惧怕这种风格。储能事业发展也一样,我们还是敢于去挑战一下。

下面分四个部分阐述这个项目遇到的问题和我们的一些观点。我认为要去投资一个光储电站,首先在三个方面大家有自己的认识,为什么说自己的认识?我相信我说出来以后专家会有自己的看法,不一定跟我的观点进行契合。我相信在后面的阐述当中,大家也许会明白我为什么这样说。

第一个是政策推动,国家大政策不讲了,我主要关心的是电网并网的强制性要求,觉得这个是未来光伏储能电站很迫切的需求。从电网调度角度来讲,大方向趋向于要求光伏电站进行负荷预测,如果没有储能,任何一个光伏电站很难做到。以四川情况来讲,虽然我们光伏比较少,但是5年以后四川光伏和风电会大规模投运。无论是电网要求,还是能源监管部门的想法,大概率的会让光伏和风电参与负荷预测并进行考核。因此我认为一定配比的储能是光伏电站的标配,一定要先做这个事情。

第二个是弃光问题,这个大家感触比较深,尤其是大西北地区,基于四川的条件,我们选择了西藏,四川对于西藏,无论从投资资金优势、技术优势还是从管理上的优势来讲,都是全方位覆盖,因此我们把储能项目首秀选在了西藏。西藏光伏不同程度弃光,差别还比较大,而且电网不强,带来的并网送出难的问题突出。

第三个是技术发展,一是电池本身技术发展带来的成本下降,第二是动力电池的梯次利用的前景,我认为光储电站是梯次利用的优秀场景。

建一个光储电站要有市场驱动力,也就是说,肯定要有你的想法,为什么要去做?比较流行的理由,我列了5个:削峰填谷主要指对电网侧,包括调频、调压都是电网要用的功能,削峰填谷有一部分是用户侧,剩下两个,一个是负荷跟踪,也就是负荷预测的功能,还有一个是能源转移,这才是发电侧的,刚才好多专家提到了,把弃光的电量移到低谷去。我们要做的就是负荷跟踪和新能源转移,其他功能在这个项目里面初期没有考虑。我觉得作为光伏后期发展,尤其四川未来也是上千万的光伏风电,四川会在“十四五”期间大规模进行建设,这两个功能是光伏电站未来的标配。当然没有储能肯定干不了。

我们的光储电站是基于这样的构架。这是最简单的模型图,大家刚才都展示过类似的东西,这是其中的一个选择,主要基于我们对光伏储能,甚至包括带有园区内特定用户以及非园区内用户不同构架,基本上比较典型的有6种方式,不同构建带来成本和未来参加交易方式有区别。我们现在不含用户的构架是这样的,实际系统和这个稍微有点区别,前期考虑到兼顾西藏电网的调峰,把电池直接并到外面的母线上,等同于两个独立的项目了。

这是决策的主要流程,首先是驱动因素,刚才讲有很多因素,做光伏投资是首要要考虑的。第二个是系统构架,你选什么样的模式,不同的接线方式对成本会带来一些不同。第三个是负荷匹配,多少光伏配多大储能,这个是要根据具体的需求和未来自己的考量,来综合判定的。然后就是电池组容量选择,这方面在座很多都是专家。最后是整体效果的评估和经济产量,这才个是决定光储能不能投下去最主要的环节。

我们技术部门找到一个好的投资点,我们会把它提交给财务部门,财务部门用成本电价的模型给出计算,主要是考虑总的成本和总收益,两个平衡以后形成决策临界点。跟成本相关的细项也很多,我在这不一一说了。

然后这个电价模型会形成这样的公式,左边部分是平衡点公式,整理一下,形成右边的公式,便是决策依据。财务部门就这么干脆,这个公式算出来的结果,减去电价,负的越多越好,这是财务决策提出的要求。做的过程当中,不同部门、不同人算这个公式,算来算去的结论可能是不一样的,你不知道到底该投还是不投。财务部门和技术部门,以及投资决策部门做出来的东西不一样,不一样的原因在于,这个公式里面有很多变量,而对变量的理解不一样。这个CPKH判定公式中,重点是Q、I、beta三个因素。beta是国家批准电价,趋势不断下降,电价越低,越难实现投资,基于这个事实,决策结论通常是,项目必须得快投,6月份之前投,就别投到12月份。Q是上网电量,上网越多效益越好,当然越容易形成投资。但是Q应这样考虑,作为综合项目Q是可变的,如果单纯光伏而没有储能项目,你一定要把Q变大,业主认为你有很多办法把Q变大,去政府要指标、通过调度优化,都可以把Q变大。从技术上讲可以让Q直接锁定,就是投入储能,最极限就是不弃光,Q达到最大。但是投储能会增加成本T,所以我们这里面需要找到一个平衡点,是否完全解决弃光的问题,在不同的项目上决策和风险是不一样的。 还有一个是I,是潜在收益,这些核心要素。我后面会讲到哪一些地方有潜在收益,如果能形成足够的潜在收益,整个项目就可以做。

基于这样的简单模型,刚才讲了这几个方面是我们重点关注的:电量、电价、补贴。补贴可以放在电价里面算,但是也可以放在潜在收益里面算,这个区别不太大。这个是综合成本里面考虑的因素:投资成本、运行维护成本、财务成本。投资成本主要是光伏,我们这个项目在西藏,目前西藏成本单价到8块5,主要是物流的问题,西藏项目要承担大量物流成本。第二个储能投入,上午有专家讲做到了160万,我们目前决策出来180万还能够做,但是要基于我对后期的财务成本控制综合做下来。运维成本要结合你的优势,四川的公司去会便宜一点,江苏的去要高很多,如果有本地化的维护这个项目会更好,所以我们倾向于要去形成合资公司或者本地化服务。第三个是财务成本,财务成本很重要,我这个项目要硬扛三年成本,第一就是成本要低。目前这个项目能投出来的重要因素就是2.9%年利率,我们作为国企背景,银行愿意给2.9%的利息。财务成本上来讲,没有成本的有,若是自己的钱没有问题,或者干脆到市场上圈钱。

税收成本不说了,唯一风险,2020年以后还有没有,这个影响相对比较小的。还有是系统运营成本,包括光衰和储能电池本身的衰竭,这两个是最说不清楚的。我们现在也寄希望市场技术可以解决,比如通过一致性主动管理,还有用新型元器件解决光伏和储能组件的寿命问题。这些可以在项目实施后,择机应用到系统里去,把总成本降下来。

具体的项目在西藏那曲索县,当地海拔4600m,投资高,是不利的一面,也有有利的一面,电价相对比较高,尤其有8毛钱的补贴,等同于有了8毛钱的电价差,出现了做储能项目的驱动力。补贴实际兑现延后三年,有影响,需要硬扛,在运作项目资金的时候要充分发挥国有平台优势。这些因素确定后,重点要在潜在收益上下功夫。

受技术进步的影响,电池成本下降是必然趋势。电池寿命比不上光伏寿命,因此肯定会要更换电池,但时间节点不好把握。从储能电池现状来看,我们估计最快5年要考虑换电池,未来是一个什么样的模式,我想一是取决于5年以后的电池是什么样的,还有你做什么样的模式,比如是否考虑梯度应用。这是里面有可能成为潜在收益的一部分。因为时间的关系不展开说,作为一个需要深思熟虑的要点,大家可以下来深度交流。

电网约束是项目的优势,也是它的劣势,这个我也不阐述了。这个项目首先看中了70%的弃光,才配这么大的储能,这个项目才会显得独特。我们需要考虑另外一个问题,作为一个光伏项目来讲20年到25年,但作为弃光的形势,5年会变成什么样子?我们考虑更多的应是5年以后弃光缓解了怎么办的问题?现在就要为这个项目准备一些后续的东西,不限于一种可能性方案。

最后影响到综合决策,可能来源于有较多的潜在收益可能。第一个基于对当地负荷发展的需求,当地政府依托于能源项目发展,会有很多工、农业项目,未来可能发展为综合能源供应园区。第二个有政府性的公用事业投资项目,比如可以供热、供氧和进行污水处理,带来附加收益。另外把项目分为两期,也是为了在不定因素较多时,回避风险。

上午有代表问了一个问题,是怎么样开展共享储能的利益分享问题。我们做了共享储能的设想,虽然不一定得到政府同意。弃光有8毛钱的差价,我可以收6毛钱,为弃光电量提供共享,电厂方可以得到2毛钱的补贴收入,还有电价收入。我觉得这个想法未来可以作为共享储能的一种思路。

最终项目决策是,按2:8的融资方式,把这个项目做下来,未来会作为我们在西藏一个点,通过这个项目进行扩张,可以考虑并购一些电站。刚才讲弃光的电站如果是其他业主的,可能同意我们的价格提议,也可能不愿意给钱,但如果用于自己的电站,模式是行得通的,收益会更加理想。

这些因素都是后面可能会带来的其他潜在收益,因为政策在不断的调整,更有不确定性,最终是要以业主或者投资方判断。

总结一下投资决策最核心的东西。首先,你要给用户一个客户体验,什么叫客户体验?你要让他知道要干什么!要供电可靠还是削峰填谷,还是跟电网有能源互动,去提供辅助服务,你自己要想清楚干什么。第二个对风险的好恶程度,同样一个东西判断是不一样的。财务认为未来做梯度是不保险,但从技术角度来讲是可靠的,因为储能作为新兴产业,在发展过程当中,电池梯度应用趋势在向上走,所有基于梯度运营和电池成本下降趋势会有利于我们的项目。这就是对风险的好恶。第三涉及是否认可未来潜在收益,对决策非常重要。

最后回顾一下。首先,对于一个光储电站,作为投资方角度来讲,一定是机会与风险并存,这个需要你自己判断。作为光伏肯定是好项目,储能是否能增加收益需要科学判断,经济性和可行性要权衡。第二,项目不定因素很多,取决于主观判定。电价成本模型并不是一个很科学、很理性的模型,它带有极强主观性,不同公司和不同决策者会给出不同的结论。第三,一定要关注用户的体验,我们作为投资方跟业主说清楚,这个尤其是作为电网背景的综合能源公司,必需具备的素质。

一句话,我们希望能够达到发现机会、改变用户体验、最终邀请大家共同合作。

谢谢大家!

关键字:光储电站成本电价 发电侧储能

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