東北區域燃煤熱電比例高，調峰電源建設條件差，冬季供暖期調峰困難，棄風、棄核問題嚴重，電力系統新能源消納能力成為制約可再生能源發展的關鍵因素。參與調峰則是火電機組適應電力市場化運營、實現競價上網的必然趨勢。電力輔助服務引入市場化機制，在國家、電網和用戶未增加支出的情況下，火電企業實施靈活性改造和積極參與深度調峰，釋放部分電力空間，由電力調度機構根據系統運行情況消納風電、光伏、核電等清潔能源。同時，新能源企業和核電企業有效增加了上網電量，在出讓部分利益給火電企業的同時，也增加了自身發電效益。對全社會而言，火電機組提高系統調峰能力，新能源發電比例明顯提高，整體發電成本降低，實現了全社會的節能減排和低碳發展。
電儲能調峰補償收益。在電網需要調峰資源時，調用電力對應電量按照報價設定的上限、下限價格平均值予以補償，補償費用按照實時深度調峰有償輔助服務補償費用分攤方法進行分攤。東北區域調峰分攤在火電廠的基礎上加入了風電、光伏及核電，即通過新能源企業和核電企業出讓一部分利益給火電企業的方式，來激發火電機組實施靈活性改造和參與調峰的積極性。
電儲能調峰輔助服務經濟性研究內容
在東北區域電力調峰輔助服務市場交易中，電儲能調峰輔助服務是在火電廠計量出口內建設電儲能設施，通過在低谷或棄風、棄光、棄核時段吸收電力，在其他時段釋放電力，從而可在電源側或負荷側為電網提供調峰輔助服務，按照深度調峰管理、費用計算和補償。
電儲能調峰輔助服務收益
電儲能調峰輔助服務收益主要包括電儲能調峰補償收益、電蓄熱收益和改造前后兩個細則收益。
電儲能調峰補償收益。在電網需要調峰資源時，調用電力對應電量按照報價設定的上限、下限價格平均值予以補償，補償費用按照實時深度調峰有償輔助服務補償費用分攤方法進行分攤。東北區域調峰分攤在火電廠的基礎上加入了風電、光伏及核電，即通過新能源企業和核電企業出讓一部分利益給火電企業的方式，來激發火電機組實施靈活性改造和參與調峰的積極性。
電蓄熱收益。火電廠在適應實時調峰電價、電力市場調峰輔助服務等市場環境下，在電價低時段，減少機組出力，利用調峰電量，為蓄熱設備進行蓄熱，供熱不足部分通過蓄熱裝置提供，進而對供暖區域連續供熱，可產生一部分電蓄熱供熱收益。在達到電網深度調峰的同時，也可提高熱電廠的經濟效益。
改造前后兩個細則收益的影響。影響兩個細則收益主要因素是在達到電網預定調用標準時有償調峰補償增加和調峰輔助服務分攤費用減少。隨著改造機組數量的增加，分攤的火電企業越來越少，沒有進行改造的火電企業將面臨巨大的市場風險，此時企業不得不進行必要的改造以達到不分攤輔助服務費用的目的，則電儲能調峰改造對兩個細則收益會有一定的影響。
電儲能調峰輔助服務成本
電儲能調峰輔助服務成本主要從成本結構分析，包括固定成本和變動成本兩個部分。
其中固定成本一般包括折舊費、攤銷費、工資及福利費、修理費、財務費用、其他費用及保險費等；變動成本主要包括電費、水費、材料費等運維費用，占比較大，是經濟分析和成本控制的重點。在進行項目經濟性分析時應重點關注工程造價、運維成本及投資方期望值。
電儲能調峰輔助服務經濟性研究案例
以東北區域某火電廠電儲能調峰項目可研報告數據資料為例，分析電儲能調峰輔助服務經濟性及主要決定因素。
項目基本情況
擬在電廠擴建預留位置建設一座電容量為240兆瓦的電鍋爐房，作為電廠承擔電網深度調峰需求的儲能設施，以滿足東北電網深度調峰的要求，在此次經濟效益分析中暫不考慮電蓄熱收益和改造前后兩個細則收益的影響。
主要參數
投資及資金來源。項目靜態投資28602萬元，20%為注冊資本金，80%為銀行貸款，貸款利率執行國家現行貸款利率，按季結息，貸款年限為9年（含寬限期1年），以本金等額方式償還。
調峰電量及調峰補貼電價。項目運行時間按照某市采暖期233天，每天調峰7小時考慮。第一檔調峰電量3400兆瓦時，第二檔調峰電量34890兆瓦時（達到東北電網調峰深度要求的調峰電量）；第一檔調峰電價補貼0.3元/千瓦時，第二檔調峰電價補貼0.8元/千瓦時，加權平均調峰電價補貼0.795元/千瓦時。主要運維成本見表1。
經濟性分析
財務評價指標測算。在項目投資內部收益率（稅前）9%、項目資本金內部收益率11%的條件下分別反算調峰補貼電價，測算財務評價指標見表2。
財務盈利能力分析。在項目投資內部收益率（稅前）9%的條件下調峰補貼電價為454.50元/兆瓦時、項目資本金內部收益率11%的條件下調峰補貼電價為448.64元/兆瓦時，均低于加權平均調峰補貼電價795元/兆瓦時（可研報告專業設計數據）；同時，當滿足行業基準收益率7%時，負荷在40%以下及40%～50%兩檔分別達到上限補貼和臨界補貼時，即調峰補貼電價為454.50元/兆瓦時，項目投資內部收益率和項目資本金內部收益率均達到投資方期望值，財務凈現值大于零，財務盈利能力滿足行業要求，在財務上可以接受。
敏感性分析。當項目投資內部收益率（稅前）9%時，影響項目經濟性較敏感因素——總投資、調峰電量變化±5％、±10％情況下對調峰補貼電價進行敏感性分析。
從表3可見，影響項目調峰補貼電價最敏感因素是調峰電量，其次是總投資。當各敏感因素在一定范圍內變化時，調峰補貼電價在416.32～501.16元/兆瓦時之間變化，均低于加權平均調峰補貼電價795元/兆瓦時。說明本項目有一定抗風險能力，并具有較好的經濟效益。
財務清償能力和生存能力分析。從項目資產負債表可以看出，隨著機組投產后還貸能力的增強，資產負債率迅速下降，在后幾年負債率均小于50%。表明項目經營安全，且具有較強的籌資和償債能力，說明項目財務風險較小。
從項目財務計劃現金流量表可以看出，在經營期內項目有足夠的凈現金流量維持正常營運，各年盈余資金均大于零，說明項目具有較好的財務生存能力。
可見，在達到電網深度調峰需求的調峰電量下，滿足一定投資方期望值的調峰補貼電價是決定項目經濟性的重要因素。
電儲能調峰輔助服務經營模式
對項目經濟性的影響
在項目投資內部收益率（稅前）9%滿足調峰補貼電價收益的基礎上，比較“電廠自行投資”和采用合同能源管理經營模式由“服務公司投資”建設運營兩種方式，考慮A、B、C、D四個分成方案，項目經濟性測算見表4。
通過表4分析，可看出：
若“電廠自行投資”建設運營，在滿足項目投資內部收益率9%的條件下，項目收益主要來自于調峰補貼電價，扣除投資及運維成本后，累計利潤總額為8334萬元，投資回收期為7.2年。
若采用合同能源管理經營模式由“服務公司投資”建設運營，A方案較B方案經濟指標好，利潤總額分別為6269萬元和3591萬元，項目投資內部收益率分別為8.08%和6.29%，投資回收期分別為7.3年和7.8年。可見，服務公司的分成比例越高經濟性越好。
隨著分成比例的降低，服務公司各項經濟指標逐漸變差。C方案中，當電廠利潤最大化，仍保持自行建設利潤總額8334萬元時，服務公司利潤總額為674萬元，項目投資內部收益率為4.31%，投資回收期為8.6年；分成比例為84.55%:15.45%，這是電廠經濟效益最優的分成方案。
當分成比例為83%:17%時，服務公司利潤總額為0萬元，項目投資內部收益率為3.84%，投資回收期為8.7年，這是服務公司可接受的最低分成條件。
綜上所述，電儲能調峰輔助服務項目經營模式的選擇對項目經濟性有一定影響。若電廠自籌資金建設項目，則電廠投資壓力大，投資回報風險高，并增加項目運維成本及管理費用；若采用合同能源管理經營模式建設項目，由第三方服務公司進行投資建設及運營管理，電廠則輕資產運營，不承擔投資壓力及風險，僅提供建設場地和系統接入，有償提供系統運行維護電源，不承擔運維成本及管理費用，而項目經濟性取決于電廠與服務公司的收益分成比例，由雙方按各自的投資期望值商定。
結 語
電儲能調峰輔助服務項目，是隨著電網調峰消納清潔能源的要求而生的一種以電為動力的新興項目。采用電儲能蓄熱調峰技術，對機組進行適應性改造，使火電供熱機組在冬季既可以滿足供熱需求的同時，又可以擴大電網調峰裕度，為接納可再生能源創造條件，從而適應新形勢下電力市場的競爭。火電機組通過提升調節能力，積極參與輔助服務，最大限度地獲得輔助服務補貼，可在不影響原有發電收益的基礎上額外獲得可觀的收益。投資方可根據其投資期望值選用不同的經營模式進行投資運營，而電網對輔助服務補償費用的高低是項目的首要投資風險。因此，在火電機組深度調峰輔助服務的研究與管理上，加強對電網負荷的預測、投資項目的經濟性分析及與網調順暢的溝通機制尤為重要。
