中國儲能網(wǎng)訊：歐洲日內(nèi)電價波動自2020年以來顯著提高，令儲能電池系統(tǒng)得以從價格套利中獲利。我們的計算顯示，這對于長時儲能電池系統(tǒng)來說是一個好消息，可以使收入來源多元化。但捕捉這類套利的價值并未成為既成事實，因為這種波動具有季節(jié)性且很難預(yù)測。開發(fā)商將被迫優(yōu)化自身捕捉最佳套利價差的能力，同時還要開辟其它收入來源。
儲能電池系統(tǒng)有多種不同的市場應(yīng)用，包括短期調(diào)頻響應(yīng)服務(wù)和能量時移。在能量時移應(yīng)用方面，日內(nèi)峰谷時段價格之間的差異越大，對儲能電池系統(tǒng)所有者的吸引力越大。直到2021年之前，歐洲日前市場的平均價差一直過低，無法達到儲能電池系統(tǒng)回報目標(biāo)。事實上，儲能電池系統(tǒng)運營商將精力主要放在提供電網(wǎng)服務(wù)上（如調(diào)頻響應(yīng)），因這些服務(wù)利潤更高。
價差一直在上升，目前在部分市場已經(jīng)接近對儲能電池系統(tǒng)具有吸引力的水平。歐洲主要電力市場的日前套利價差已經(jīng)大幅擴大，特別是在英國市場。自2020年至2022年，日均峰谷小時價差增長四倍，從25歐元/MWh升至126歐元/MWh。英國價差擴大幅度最大，2021年均值為177歐元/MWh，而2022年迄今為止的均值為225歐元/MWh，高于2010-2020年51歐元/MWh的長期平均值。
價差擴大意味著長時儲能電池系統(tǒng)的商業(yè)可行性在改善。借助我們的GridStore模型，我們計算了僅以日前價格套利為目標(biāo)的一系列電池系統(tǒng)項目的表現(xiàn)。為此，我們計算了一小時、兩小時和四小時儲能電池系統(tǒng)的每輪循環(huán)盈虧平衡成本，并將其與英國的日前價差做比較。我們假設(shè)電池系統(tǒng)每天進行一個完整循環(huán)，目標(biāo)杠桿回報率為10%。
根據(jù)我們的分析，對一個一小時儲能電池系統(tǒng)而言，日均套利價差要達到225歐元/MWh才能實現(xiàn)目標(biāo)回報率。兩小時和四小時儲能電池系統(tǒng)分別只需要149歐元/MWh和111歐元/MWh，因為它們每MWh的資本支出較低。然而，雖然長時儲能電池系統(tǒng)的收支平衡成本較低，但它們的套利價差機會也較低。這是因為它們必須進行幾個小時的放電才能完成一輪循環(huán)，而不僅僅是在收入最高的時間段。例如，如果收入最高的時間段是下午3點到4點，那么一小時儲能電池系統(tǒng)僅需在這一個小時內(nèi)就能完全放電。而四小時儲能電池系統(tǒng)可能需要從下午3點到晚上7點放電，并且只能捕集這四個小時內(nèi)的平均套利價格，這將始終低于最高套利價格。長時儲能電池系統(tǒng)的整體峰谷價差因此較低。
我們發(fā)現(xiàn)，在當(dāng)前條件下，長時儲能電池系統(tǒng)應(yīng)用于能量時移服務(wù)是有利可圖的。根據(jù)2021年的日前價差，我們發(fā)現(xiàn)兩小時和四小時儲能電池系統(tǒng)能夠?qū)崿F(xiàn)年度收入目標(biāo)，但一小時儲能電池系統(tǒng)無法實現(xiàn)。我們預(yù)計長時儲能電池系統(tǒng)更適合從價格套利中獲利。
由于市場飽和，高頻響應(yīng)價格可能會下降，因此開發(fā)商正計劃新建更多長時儲能電池系統(tǒng)進行套利——更多信息，彭博新能源財經(jīng)正式客戶請參閱《英國電池商業(yè)模式正在進化》 和《加州電池項目：指南》。然而，開發(fā)商必須對當(dāng)前價差水平將保持不變的假設(shè)持謹(jǐn)慎態(tài)度。電價波動是季節(jié)性的，通常是短期供需失衡的結(jié)果。事實上，隨著歐洲不斷增長的可再生能源裝機容量和大量基荷發(fā)電資產(chǎn)令價格保持穩(wěn)定，我們預(yù)計未來10年波動性將出現(xiàn)結(jié)構(gòu)性下降——更多信息，彭博新能源財經(jīng)正式客戶請參閱《歐盟電力周報：拉住電價波動的“韁繩”》。
從長期來看，儲能電池系統(tǒng)將不得不從可獲得的容量支付中累積額外的收入，并提高其捕捉實時套利價差的能力，這種價差通常更高，但更難以預(yù)測。
一組數(shù)據(jù)
51歐元/MWh
2010-2020年英國日均電價價差
177歐元/MWh
2021年英國日均電價價差
225歐元/MWh
2021年投運的一小時儲能電池系統(tǒng)每輪循環(huán)盈虧平衡價差
