儲能電站政策及商業(yè)模式初探

　　截至目前，國家出臺了《關于促進儲能技術與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導意見》《電力補償服務的工作方案》等支持儲能發(fā)展的政策文件，開啟了儲能應用的良好開端，為國內(nèi)儲能市場的發(fā)展打開了巨大的商業(yè)化應用空間，并有望催生出多種相關應用的盈利模式。自2021年以來，寧夏、遼寧、安徽、福建、內(nèi)蒙古等地陸續(xù)在新能源上網(wǎng)等相關文件中提出了對儲能技術、配套等具體要求，據(jù)不完全統(tǒng)計，這一范圍涵蓋20個省份，儲能已經(jīng)成為新能源規(guī)劃中的重要環(huán)節(jié)。儲能的應用空間正隨著技術和市場兩方面的推動不斷加強。

　　儲能商業(yè)模式分析

　　近年來，全球儲能裝機規(guī)模持續(xù)保持較高的增長速度，據(jù)CNESA統(tǒng)計，截至2021年底，全球已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模209.4吉瓦，同比增長9%，新型儲能的累計裝機規(guī)模為25.4吉瓦，同比增長67.7%，其中鋰離子電池占絕對主導地位，市場份額超過90%。海外儲能市場呈現(xiàn)出高速增長的態(tài)勢，分區(qū)域看主要以美國、歐洲、日本、韓國、澳洲市場為主。海外儲能市場發(fā)展迅速有以下重要原因：首先，各國頒布多項儲能激勵政策和規(guī)劃，推動儲能市場的發(fā)展，在政策激勵和市場需求推動下海外儲能市場維持高速發(fā)展的狀態(tài);其次，具備較為成熟的電力現(xiàn)貨市場和輔助服務市場，擁有多元化的電力品種為儲能市場提供收益支持;第三，海外儲能項目具備較高的經(jīng)濟性，在高收益、補貼政策和儲能成本下降的驅動下盈利能力提升明顯。

　　與全球儲能結構相似，我國鋰離子電池儲能也正在快速發(fā)展。“十三五”時期我國新型儲能基本實現(xiàn)了由研發(fā)示范向商業(yè)化初期的過渡，但仍然存在缺乏國家層面宏觀規(guī)劃、備案和并網(wǎng)管理流程不明確不規(guī)范、長期性穩(wěn)定性激勵政策缺乏、建設和調(diào)度運行不銜接不協(xié)調(diào)、標準體系不健全等問題。

　　中國儲能政策主要體現(xiàn)在財政補貼、輔助服務市場規(guī)則、接入規(guī)范、需求側響應等方面。結合中國政策要求和電力體制改革情況，儲能的潛在商業(yè)模式可分為輸配電成本監(jiān)管模式和競爭性業(yè)務模式兩大類。輸配電成本監(jiān)管模式適用于保障電力系統(tǒng)安全和保障輸配電功能兩類場景的儲能應用，按照投資回收方式不同，該商業(yè)模式又可細分為有效資產(chǎn)回收模式和租賃模式。有效資產(chǎn)回收模式由于資產(chǎn)要進入輸配電價核算，因此只能由業(yè)務受到監(jiān)管的電網(wǎng)企業(yè)投資;租賃模式可由社會資本投資，租賃費用由價格主管部門負責核定和監(jiān)管。競爭性業(yè)務模式適用于提供輔助服務、削峰填谷和提高新能源利用率三類場景的儲能應用，按照投資回收方式不同，該商業(yè)模式又可細分為合同能源管理模式、兩部制電價模式、輔助服務市場模式和現(xiàn)貨交易市場模式。競爭性業(yè)務模式由可參與市場競爭的社會資本投資。

　　從目前國家一系列指導意見來看，儲能通過獲取國家級財政資金補貼實現(xiàn)爆發(fā)式增長的可能已微乎其微。盡管如此，地方層面針對儲能或分布式光儲項目的補貼仍然是提升儲能經(jīng)濟性的可行渠道，正在激發(fā)新一輪的儲能開發(fā)熱潮。據(jù)悉，目前已有11個省(區(qū)、直轄市)出臺了23項儲能補貼政策。

　　儲能典型的商業(yè)模式

　　以100兆瓦/200兆瓦時儲能項目為例，對湖南、山東、寧夏商業(yè)模式進行分析。

　　具體參數(shù)模型如下——電池壽命：采用磷酸鐵鋰電池，循環(huán)次數(shù)按6000次，10年;投資成本：考慮建設成本，一套儲能電站的建設成本約1800元/千瓦時，10年人力、運維成本約250元/千瓦時，總投資約4.1億元;運行參數(shù)：DOD(充放電深度)為90%，系統(tǒng)效率為85%，不考慮儲能系統(tǒng)的逐年衰減。

　　湖南

　　湖南主要的商業(yè)模式為“儲能容量租賃+輔助服務調(diào)峰”。

　　儲能容量租賃：湖南共享儲能租賃均價約4000萬元/100兆瓦/年，10年租賃收益約4億元;輔助服務調(diào)峰：依據(jù)《湖南省電力輔助服務市場交易規(guī)則(試行)》(湘監(jiān)能市場[2020]81號)，儲能電站報價限額在0~500元/兆瓦時，因為電站報價和調(diào)用頻次沒有明確規(guī)定，輔助服務調(diào)峰收益沒有保障性收入;以全壽命周期10年6000次計算，在租賃收益不變的基礎上，輔助服務調(diào)峰按照最大報價500元/兆瓦時計算，要調(diào)用112次才能收回本金;輔助服務調(diào)峰平均報價為9.3元/兆瓦時，才能在10年內(nèi)收回本金。

　　山東

　　山東主要的商業(yè)模式為“儲能容量租賃+電力市場交易”。

　　儲能容量租賃：山東共享儲能租賃均價約3300萬元/100兆瓦/年，10年租賃收益約3.3億元;電力市場交易：根據(jù)《關于做好2022年山東省電力現(xiàn)貨市場結算試運行有關工作的通知》(魯監(jiān)能市場函[2022]8號)，依據(jù)國網(wǎng)山東省電力公司介紹，在電力市場交易期間儲能電站充電最低價為-0.08元/千瓦時，儲能電站放電最高電價約0.5元/千瓦時，按照該價差進行交易，儲能電站一充一放收益約為8.946萬元，以電力市場交易最大價差，在租賃收益不變的基礎上，要儲能電站回收本金至少要運行190個循環(huán)。

　　寧夏

　　寧夏的主要商業(yè)模式為輔助服務調(diào)峰。

　　輔助服務調(diào)峰：依據(jù)《關于開展2022年新型儲能項目試點工作的通知》，給予自治區(qū)儲能試點項目0.8元/千瓦時調(diào)峰服務補償價格，全生命周期內(nèi)完全充放電前600次在輔助服務市場中不考慮價格排序，優(yōu)先調(diào)用儲能試點項目。按通知約定固定輔助服務調(diào)峰單次調(diào)用收益為14.4萬元，保證的600次收益為8640萬元;

　　以調(diào)峰服務補償價格0.8元/千瓦時調(diào)用儲能電站，需要調(diào)用2248次才能收回本金，每年調(diào)用600次需要約4年;按照儲能電站全壽命周期，調(diào)峰服務補償價格至少為0.34元/千瓦時，10年才能收回本金。

　　各省現(xiàn)有的固定收益政策均不能使投資的儲能電站完全地收回投資，需要對儲能電站的運行和報價進行各種假設來粗略計算收益狀態(tài)，不確定的收益嚴重影響了社會資本對儲能的建設投資意愿。

　　對三省不確定收益預設補償金額和調(diào)用次數(shù)，湖南輔助服務調(diào)峰價格在250元/兆瓦時，調(diào)用次數(shù)為年300次;山東電力市場交易放電上限價格0.5元/千瓦時，充電下限價格0.2元/千瓦時，年充放電次數(shù)600次;寧夏輔助服務調(diào)峰補償價格0.6元/千瓦時，年調(diào)用次數(shù)600次，預估收益情況如表1所示。

　　儲能政策展望

　　目前，儲能市場尚處于商業(yè)化初期，儲能的價值收益難以充分體現(xiàn)，很多儲能項目只能依靠短期調(diào)峰、調(diào)頻及峰谷電價套利，但調(diào)頻調(diào)峰的補償機制不健全，峰谷電價套利依賴于電價水平，具有不確定性，是一種非可持續(xù)發(fā)展模式，不具備大規(guī)模應用的經(jīng)濟效益。儲能產(chǎn)業(yè)要迎來真正的行業(yè)春天，就要把握好力度，保持政策制定的可操作性和可持續(xù)性，一方面各地各級政府因地制宜，參照新能源給予儲能相應的補貼政策;另一方面，各級政府依據(jù)本地新能源發(fā)展規(guī)劃，制定有利于儲能電站參與售電的差別電價和輔助服務補償機制，明確最低調(diào)用次數(shù)和最低補償價格，在電化學儲能成本與技術進入經(jīng)濟性區(qū)域的同時，明確投資回收期和可能獲取的最大投資收益，以保證儲能電站具備一定的發(fā)展空間。（姜蘭蘭）