中國儲能網(wǎng)訊：為實現(xiàn)碳達峰、碳中和的目標(biāo)，更大規(guī)模發(fā)展風(fēng)電、光伏等新能源發(fā)電，已為全社會所認(rèn)知。盡管“一毛錢一度電”的口號已經(jīng)叫出，但新能源的發(fā)展絕非坦途。在新能源發(fā)電比例較低，借助電網(wǎng)現(xiàn)有調(diào)節(jié)能力，單純考慮新能源電站自身成本的平價正在成為現(xiàn)實，但隨著并網(wǎng)容量的快速增加以及常規(guī)電源增速驟緩，電網(wǎng)調(diào)峰裕度不斷下降，新能源進一步發(fā)展已成為需要源網(wǎng)荷儲聯(lián)動的系統(tǒng)性問題，新能源發(fā)電成本也應(yīng)考慮電網(wǎng)調(diào)節(jié)等全口徑成本。
當(dāng)前，在新能源調(diào)峰方面，電化學(xué)儲能廣受重視，“新能源+儲能”似乎成為新能源發(fā)展的終極武器，言必稱儲能的環(huán)境下，也引發(fā)了獨立儲能電站和風(fēng)光儲系統(tǒng)的開發(fā)熱潮。本篇謹(jǐn)從電化學(xué)儲能的成本、調(diào)節(jié)價值、商業(yè)模式及其投資風(fēng)險出發(fā)，探討電化學(xué)儲能發(fā)展問題。
01
電化學(xué)儲能的發(fā)展現(xiàn)狀
圖1 電化學(xué)儲能增速情況（單位：MW）
由于優(yōu)良的調(diào)節(jié)性能、布置靈活等特性，隨著技術(shù)快速發(fā)展和成本不斷下降，電化學(xué)儲能被賦予未來電網(wǎng)調(diào)峰的重任。特別是2018年電網(wǎng)側(cè)儲能發(fā)展熱潮，推動電化學(xué)儲能容量翻倍以上增長，儲能發(fā)展春天似乎到來。但隨著儲能成本不進入輸配電價，由電網(wǎng)側(cè)驅(qū)動的儲能狂歡迅速退潮，然而彼時儲能發(fā)展的共識已經(jīng)形成，以致在2019年的調(diào)整期，電化學(xué)儲能整體增量（絕對值）僅略遜于2018年，同時向電源側(cè)、用戶側(cè)等更加市場化的方向發(fā)展，調(diào)頻服務(wù)、新能源聯(lián)合運行、用戶側(cè)峰谷套利等多種運行模式更加普遍。
2020年，新能源的發(fā)展迎來多項重大利好，特別是碳中和目標(biāo)的提出，光伏、風(fēng)電的發(fā)展成為實現(xiàn)碳中和的最重要手段，推動電化學(xué)儲能成為與新能源發(fā)電并行的另一條重要賽道，各大央企、上市公司都將儲能作為最重要的業(yè)務(wù)增長點。關(guān)于鼓勵儲能發(fā)展的政策不斷升溫，各省也出臺政策配合，安徽、湖北、山西、內(nèi)蒙、湖南等省能源主管部門或電力公司都要求新能源電站配置一定比例的儲能，一切都表明電化學(xué)儲能爆發(fā)期將至。
02
儲能的商業(yè)模式困境
然而在普遍重視的大環(huán)境下，儲能大規(guī)模發(fā)展的商業(yè)邏輯仍然不清晰，很多獨立儲能項目生存艱難，而風(fēng)光儲等示范項目也是因為捆綁新能源一起才勉強有收益。
（一）新能源+儲能
電網(wǎng)側(cè)儲能的商業(yè)邏輯在于通過輸配電價疏導(dǎo)至用戶側(cè)，但2019年出臺的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》， 2020年出臺的《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法》，均明確規(guī)定電化學(xué)儲能不得計入輸配電定價成本之后，該模式戛然而止。
隨后儲能的發(fā)展思路又傾向于配額的方式，多個省的能源主管部門或電力公司要求光伏等新能源企業(yè)（此處指投資并持有風(fēng)電、光伏項目的企業(yè)）配置一定比例的儲能。粗略計算，如果光伏電站按照20%功率/2小時的方式配置儲能，考慮折舊、維護與資金成本，光伏度電成本將增加0.09-0.1元錢，在新能源實現(xiàn)平價的初級階段，無疑對相關(guān)企業(yè)是一個沉重的打擊。
簡單通過并網(wǎng)要求的方式將儲能發(fā)展成本轉(zhuǎn)移到新能源企業(yè)身上存在一定爭議。按照“誰收益，誰付費”的原則，由新能源企業(yè)承擔(dān)儲能發(fā)展的成本似乎有其道理，但一方面新能源發(fā)展的低碳效益由全社會共享，在碳市場不健全的情況下，就要求新能源企業(yè)自行承擔(dān)調(diào)峰成本，似乎不符合鼓勵綠色能源的發(fā)展方向；另一方面，強制配置的儲能容量比例和裝機時長缺乏足夠依據(jù)，如果一定要新能源企業(yè)承擔(dān)調(diào)峰成本，企業(yè)自身有選擇其他替代路徑的權(quán)利，最簡單的便是部分時段選擇棄電。實際上，將儲能裝機配額作為新能源發(fā)電項目并網(wǎng)條件，也難以保證儲能的建設(shè)質(zhì)量，后續(xù)監(jiān)督運行更難做到，最終難以實現(xiàn)調(diào)峰的效果。
（二）獨立調(diào)頻電站
調(diào)頻服務(wù)是電化學(xué)儲能應(yīng)用比較成功的領(lǐng)域。各區(qū)域調(diào)頻輔助服務(wù)普遍按照原電力監(jiān)管委員會的“兩個細(xì)則”進行補償，隨著電力市場化的進展，部分省份開始采用市場化方式進行調(diào)頻輔助服務(wù)的報價與費用分?jǐn)偂Ｄ壳?，山東、山西、福建、廣東等省份的調(diào)頻市場已進入運行或試運行階段。
在火電廠加裝一定容量的電化學(xué)儲能設(shè)備，能大幅提升綜合調(diào)節(jié)性能指標(biāo)Kp（Kp是衡量調(diào)節(jié)速率、調(diào)節(jié)時間和調(diào)節(jié)精度的綜合指標(biāo)），使機組分配到更多的調(diào)頻任務(wù)。以山西為例，為鼓勵電廠參與調(diào)頻服務(wù)，2018年之前山西省調(diào)頻價格為固定值：15元/MW，即調(diào)頻補償=調(diào)頻任務(wù)功率*Kp*15元，根據(jù)實際情況，加裝儲能后火電機組Kp平均值由2.8左右提升至4.6。同時，參與調(diào)頻服務(wù)，只需要在功率上進行快速但較為短期的響應(yīng)，一般配置時長只需要0.5小時，降低了電化學(xué)儲能投資，早期進入調(diào)頻領(lǐng)域的儲能電站2年左右即可收回成本。
電化學(xué)儲能參與調(diào)頻，當(dāng)前具有較好經(jīng)濟性，但未來收益存在較大的不確定性。當(dāng)前我國輔助服務(wù)市場基于“兩個細(xì)則”要求，輔助服務(wù)補償資金主要來自于發(fā)電企業(yè)分?jǐn)?，發(fā)電企業(yè)之間是零和關(guān)系，而根據(jù)以往經(jīng)驗每年輔助服務(wù)市場規(guī)模在150億元上下，而AGC調(diào)頻份額接近30%，也即45億元左右。隨著調(diào)頻市場關(guān)注度增加，更多主體加入，市場將快速飽和，補償標(biāo)準(zhǔn)將急速降低。正是基于此，2017年10月山西省能監(jiān)辦發(fā)布《山西電力調(diào)頻輔助服務(wù)市場運營細(xì)則》，2018年山西調(diào)頻市場改用競價調(diào)頻規(guī)則，2018年調(diào)頻服務(wù)的申報價格為12-20元/MW，到年底，報價范圍調(diào)整為5-10元/MW，調(diào)頻服務(wù)的收益將大為降低。而廣東省于2020年也發(fā)布新的政策，2021年調(diào)頻里程補貼標(biāo)準(zhǔn)降幅超過40%，2022年降幅超過50%。
儲能調(diào)頻的市場容量有限。隨著新能源比例的增加，普遍認(rèn)為隨著調(diào)頻壓力增大，調(diào)頻服務(wù)的空間也會增加。電網(wǎng)頻率的偏差是發(fā)電與負(fù)荷不平衡量造成的結(jié)果，調(diào)頻和調(diào)峰服務(wù)本質(zhì)上都是彌補有功的偏差，其調(diào)節(jié)方向是一致的。相關(guān)份額實際上是通過計算方法進行切分，其兩者可以并軌，故東北、南方電網(wǎng)的調(diào)頻市場份額極小。在我國控制電價上漲的大環(huán)境下，調(diào)頻服務(wù)不太可能疏導(dǎo)到用戶側(cè)，如果不能突破“兩個細(xì)則”框架下確定的發(fā)電企業(yè)之間的“零和游戲”，其空間仍只是在現(xiàn)有電價中切割份額，在整個全社會電費成本中占比不會明顯上升。另外，新能源發(fā)電對電網(wǎng)的擾動計入到調(diào)峰范疇更加合理，也便于將調(diào)峰服務(wù)與現(xiàn)貨市場進行并軌。所以未來調(diào)頻市場的空間可能不會太樂觀。
考慮上述因素，儲能調(diào)頻電站的新入局者將面臨較大的風(fēng)險，在市場呈現(xiàn)飽和的情況下，新進入且已回收成本的電站會傾向于報低價，極易產(chǎn)生價格踩踏，致使新電站投資難以回收。
（三）峰谷價差套利
調(diào)峰服務(wù)是儲能最廣泛的應(yīng)用領(lǐng)域，但由于當(dāng)前僅在用戶側(cè)通過劃分峰谷電價的方式對調(diào)峰服務(wù)價值進行認(rèn)可，除部分出臺調(diào)峰價格的省份參與調(diào)峰服務(wù)能獲得收益外，更為普遍的便是用戶側(cè)峰谷、峰平價差套利。
以用戶側(cè)峰谷套利為例，如果采用磷酸鐵鋰電池，按照當(dāng)前的投資成本和技術(shù)條件，采用每天兩充兩放運行模式，8年運行期，峰谷價差+峰平價差達到1.3-1.4元的情況下，僅可獲得較低的收益。隨著一般工商業(yè)電價的不斷下降，當(dāng)前全國僅北京等極少數(shù)發(fā)達地區(qū)的一般工商業(yè)用戶，可開展儲能峰谷套利業(yè)務(wù)，該業(yè)務(wù)的擴張依賴于電化學(xué)儲能成本的下降和性能提升。
03
電化學(xué)儲能的投資風(fēng)險
儲能的發(fā)展難題，仍需解決其服務(wù)價值是否大于成本的問題，而其商業(yè)模式困境歸根到底就是要建立儲能成本的市場疏導(dǎo)機制，由市場發(fā)現(xiàn)儲能服務(wù)的價格，以此作為儲能準(zhǔn)入的基礎(chǔ)條件。但是，即便在健全的市場條件下，儲能電站投資者仍不得不充分考慮下述風(fēng)險：
（一）運行策略更復(fù)雜
當(dāng)前在評估調(diào)頻電站和調(diào)峰電站收益時，調(diào)頻補償標(biāo)準(zhǔn)和峰谷價差標(biāo)準(zhǔn)參照政策給定標(biāo)準(zhǔn)設(shè)定，即獲得的價格水平是一個固定值，在市場機制沒有普遍建立，電站作為價格接受者是合理的，電站的運行策略也較為簡單，以峰谷套利為例僅根據(jù)峰谷時段進行充放電即可，其容量配置和收益測算都較簡單。
但在健全的市場條件下，調(diào)峰、調(diào)頻價格由供需平衡決定，也就是電網(wǎng)功率的不平衡量決定了價格水平，價格處于不斷變化過程中。對于單一電站而言，全網(wǎng)的電源、負(fù)荷變動，以及潛藏的其他調(diào)節(jié)資源信息難以掌握，同時與正常的商品市場不一樣的是，電網(wǎng)的不平衡量、價格水平幾乎是瞬間傳遞，每一個儲能主體實時在跟整個電網(wǎng)的平衡情況做博弈，其投資決策、報價策略和充放電策略將更加復(fù)雜。
（二）峰谷時段和價差變動較大
圖2 凈負(fù)荷“鴨子曲線”示意 來源：CAISO
隨著光伏滲透率大幅增加，考慮光伏發(fā)電之后的鴨型曲線，未來電價可能呈現(xiàn)出白天低、夜晚高的情況，而風(fēng)電發(fā)電一般白天較小，晚上較大，對鴨型曲線有所緩和。儲能電站獲利策略為：新能源大發(fā)消納困難時段，儲存低價電，在新能源小發(fā)常規(guī)電源不足以支撐電網(wǎng)負(fù)荷的時段釋放，獲得較高電價。當(dāng)前的峰谷、峰平兩充兩放借助的是用戶側(cè)峰谷電價的邊際，但未來的負(fù)荷曲線和電價曲線完全改變，電價上可能是一個大的峰谷加很多個小波段組成。加上虛擬電廠、電動汽車V2G等可替代調(diào)峰資源的影響，以及季節(jié)性因素，現(xiàn)貨市場電價曲線也將呈現(xiàn)隨機性、間歇性特點，調(diào)峰價差套利空間難以預(yù)知，儲能最佳利用時長也存在不確定性。
2019年，山西、山東、廣東等8個現(xiàn)貨試點省份進入試運行階段，僅部分主體、部分電量和個別日期運行，日前價格和實時價格呈現(xiàn)較大的隨機波動性，但現(xiàn)貨市場作為價格發(fā)現(xiàn)手段的功能初見雛形，現(xiàn)貨市場條件下的峰谷價差也見端倪，可作為未來調(diào)峰服務(wù)價格水平的參考。根據(jù)各省情況，其價格峰值（不含輸配電價）一般在0.5元上下，最低值為0或接近0，體現(xiàn)了我國供大于求的電力供應(yīng)現(xiàn)狀，每日價格差異較大且峰谷出現(xiàn)時段迥異。整體來看，峰谷價差在0.3-0.5元/kWh（如山西峰谷價差在0.3元/kWh左右，山東峰谷價差低于0.45元/kWh），大幅低于當(dāng)前用戶側(cè)價格體系，一天內(nèi)一般僅出現(xiàn)一個大的峰谷，在最高價格和最低價格時段停留時間很短。
預(yù)計到“十五五”末，電力系統(tǒng)中常規(guī)電源裝機、新能源裝機、年最大負(fù)荷三者之間將較為接近，而常規(guī)電源裝機仍略大于后兩者，考慮光伏、風(fēng)電的時段特性，一年中大部分時間電力供過于求的情況仍存在，現(xiàn)貨市場價格曲線可能仍保持上述特性。在低于0.5元/kWh的峰谷差以及一充一放條件下，電化學(xué)儲能全口徑單位造價至少低于800-900元/kWh時左右，才有經(jīng)濟效益。但即便如此，由于電價峰谷時段較短以及出現(xiàn)信號不明顯，導(dǎo)致儲能容量利用不足，收益將大打折扣。
（三）可替代產(chǎn)品帶來的風(fēng)險
電力系統(tǒng)中，存在大量的具有尖峰特性、可調(diào)節(jié)的靈活性資源。比如，我國夏季高峰時段空調(diào)負(fù)荷最高超過3億千瓦，僅聚合1/3即可獲得1億千瓦的調(diào)節(jié)能力。未來電動汽車容量越來越大，通過有序充電和V2G等手段，也可為電網(wǎng)提供億千瓦級的調(diào)峰容量。在現(xiàn)貨市場條件下，通過電價能有效發(fā)掘靈活性資源，同時也更有效促進常規(guī)電源參與調(diào)峰，推動火電進行靈活性改造。兩項疊加產(chǎn)生的調(diào)峰增量當(dāng)前尚難以評估，但對于現(xiàn)貨市場電價差有較大的抑制作用。
考慮電網(wǎng)負(fù)荷具有很強的尖峰特性（全年負(fù)荷超過最大負(fù)荷90%的時段僅占3%，集中在少數(shù)炎熱或嚴(yán)寒日），而新能源發(fā)電出力也具有明顯的尖峰特性，對于疊加了負(fù)荷尖峰特性和新能源發(fā)電尖峰特性的調(diào)峰需求，其尖峰特性將更加明顯。相較一次投入較大的電化學(xué)調(diào)峰電站，利用同樣具有尖峰特性的靈活性負(fù)荷反向調(diào)節(jié)來對沖，是邊際成本最優(yōu)的調(diào)峰方式，所以在儲能調(diào)峰存在較多可替代產(chǎn)品的情況下，其競爭力需要基于多方面因素仔細(xì)考量。
