中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：
儲(chǔ)能有三大應(yīng)用場(chǎng)景，分別如下圖所示：
1）電源側(cè)：當(dāng)前電源側(cè)主要是新能源（如風(fēng)電、光伏）+儲(chǔ)能，也有火電加儲(chǔ)能聯(lián)合調(diào)頻，但不是今天討論重點(diǎn)。
2）電網(wǎng)側(cè)：電網(wǎng)側(cè)的獨(dú)立儲(chǔ)能
3）用戶側(cè)
一、新能源側(cè)配置儲(chǔ)能
1）發(fā)展歷程
第一階段：新能源電站場(chǎng)區(qū)內(nèi)配套小規(guī)模儲(chǔ)能
早期，光伏電站和風(fēng)電場(chǎng)根據(jù)電網(wǎng)要求，在場(chǎng)區(qū)內(nèi)建設(shè)儲(chǔ)能設(shè)施，相當(dāng)于是新能源電站的一套配套設(shè)備，這種方式?jīng)]有明確的盈利模式。
第二階段：新能源電站集中建設(shè)大規(guī)模共享儲(chǔ)能
2019年青海省首先提出了“共享儲(chǔ)能”的商業(yè)模式，即把風(fēng)電場(chǎng)、光伏電站被強(qiáng)制配置的儲(chǔ)能規(guī)模集中起來(lái)，在電源側(cè)做一個(gè)共享儲(chǔ)能，并把共享儲(chǔ)能的規(guī)模租給附近需要配儲(chǔ)的新能源電站。
經(jīng)過(guò)初期探索后，該模式在青海省得到廣泛的推廣；后來(lái)，湖南省也開始推廣“共享儲(chǔ)能”模式。2021年，山東省率先開展“5+2”示范項(xiàng)目，均為共享儲(chǔ)項(xiàng)目。共享儲(chǔ)能的收益來(lái)源共有三部分，每部分的收入情況如下表所示。
2022年9月，山東省能源局發(fā)布《關(guān)于促進(jìn)我省新型儲(chǔ)能示范項(xiàng)目健康發(fā)展的若干措施》，從政策上進(jìn)一步明確了共享儲(chǔ)能的盈利來(lái)源：
一、支持示范項(xiàng)目作為獨(dú)立儲(chǔ)能參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)，獲得電能量收益；
二、允許示范項(xiàng)目容量在全省范圍內(nèi)租賃使用，獲得容量租賃收益；
三、對(duì)參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的示范項(xiàng)目按2倍標(biāo)準(zhǔn)給予容量補(bǔ)償，獲得容量補(bǔ)償收益；（0.0991*2=0.1982元）
四、支持參與調(diào)頻、爬坡、黑啟動(dòng)等輔助服務(wù)，獲得輔助服務(wù)收益
各省的容量租賃費(fèi)用標(biāo)準(zhǔn)不同。如河南為26萬(wàn)元/MW/年，湖南則超過(guò)40萬(wàn)元/MW/年。
當(dāng)前，電源側(cè)的“新能源+儲(chǔ)能”，主要以共享儲(chǔ)能為主。
2）共享儲(chǔ)能的風(fēng)險(xiǎn)
共享儲(chǔ)能主要存在以下三類風(fēng)險(xiǎn)
租賃市場(chǎng)風(fēng)險(xiǎn)
當(dāng)前，共享儲(chǔ)能的規(guī)模很難租出去。大多數(shù)情況下，為電力集團(tuán)內(nèi)部項(xiàng)目。
例如，某央企2023年要在湖南某市建設(shè)1GW新能源電站（風(fēng)電+光伏），根據(jù)電網(wǎng)要求的強(qiáng)制配儲(chǔ)比例，需要配置100MW/200MWh儲(chǔ)能，則可以找一個(gè)合適的地點(diǎn)，投建一個(gè)100MW/200MWh的儲(chǔ)能項(xiàng)目，租賃給集團(tuán)內(nèi)部的新能源項(xiàng)目使用。
這樣，可以很好的把控住風(fēng)險(xiǎn)，不會(huì)面臨租不出去、未來(lái)租賃價(jià)格下降、租賃用戶不續(xù)租等一系列風(fēng)險(xiǎn)。
然而，不同的電力投資企業(yè)之間租賃儲(chǔ)能設(shè)施，尤其是民營(yíng)資本建設(shè)的共享儲(chǔ)能項(xiàng)目，可能僅30%的規(guī)模能租賃出去；同時(shí)，隨著儲(chǔ)能成本下降，租賃費(fèi)用下降，上述風(fēng)險(xiǎn)在未來(lái)都會(huì)逐漸暴露。
現(xiàn)貨市場(chǎng)的價(jià)差穩(wěn)定性風(fēng)險(xiǎn)
當(dāng)前，山東省現(xiàn)貨市場(chǎng)的峰谷價(jià)差在0.6~0.7元/kWh。因此可以實(shí)現(xiàn)上述案例中的盈利。然而，隨著電力交易市場(chǎng)政策的變動(dòng)，未來(lái)是否能仍然保持如此高的價(jià)差，直接影響到未來(lái)項(xiàng)目收益的變化。
根據(jù)儲(chǔ)能項(xiàng)目的壽命，在未來(lái)的3~5年里，若電力交易市場(chǎng)政策變化，現(xiàn)貨市場(chǎng)峰谷價(jià)差縮小，則項(xiàng)目就會(huì)面臨收益降低風(fēng)險(xiǎn)。
交易團(tuán)隊(duì)的專業(yè)性
由于儲(chǔ)能項(xiàng)目要利用在現(xiàn)貨市場(chǎng)峰谷價(jià)差實(shí)現(xiàn)盈利，深度參與現(xiàn)貨市場(chǎng)和電力輔助服務(wù)市場(chǎng)，相對(duì)于光伏電站，對(duì)于電力交易團(tuán)隊(duì)的要求非常高。
如果電力交易團(tuán)隊(duì)不夠?qū)I(yè)，很可能面臨被罰款，甚至?xí)霈F(xiàn)虧損。
下表為某共享儲(chǔ)能電站2月1~10日，通過(guò)現(xiàn)貨市場(chǎng)的峰谷價(jià)差的收入情況。然而，在7月份，峰谷價(jià)差就沒(méi)有下表中這么大。
由于電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的價(jià)格實(shí)時(shí)變動(dòng)，因此交易人員要對(duì)價(jià)格進(jìn)行24小時(shí)持續(xù)跟蹤，并利用專業(yè)知識(shí)、經(jīng)驗(yàn)，作出準(zhǔn)確的充放電判斷。因此，對(duì)于交易團(tuán)隊(duì)要求非常高！
鑒于共享儲(chǔ)能的風(fēng)險(xiǎn)高、專業(yè)性強(qiáng)，建議無(wú)新能源電站的第三方投資謹(jǐn)慎進(jìn)入。
二、電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲(chǔ)能電站應(yīng)用模式
電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能是大型的儲(chǔ)能電站，有抽水蓄能和電化學(xué)儲(chǔ)能兩種模式，隨著新型儲(chǔ)能政策發(fā)布，未來(lái)電化學(xué)儲(chǔ)能將占據(jù)越來(lái)越重要的位置。
電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能電站能發(fā)揮調(diào)峰調(diào)頻的作用并以此盈利。
調(diào)峰是指在用電負(fù)荷和用電量不均勻時(shí)，投入其他發(fā)電機(jī)組，在并網(wǎng)時(shí)同步調(diào)整，維持用功功率平衡。目前調(diào)峰服務(wù)費(fèi)以0.4-0.6元/kWh為主。
調(diào)頻是指當(dāng)電力負(fù)荷或發(fā)電出力發(fā)生較大變化時(shí)，由其他發(fā)電機(jī)組來(lái)參加二次調(diào)頻，目前的補(bǔ)償價(jià)格為5-8元/MW。
2022年6月，國(guó)家能源局南方監(jiān)管局印發(fā)《南方區(qū)域電力并網(wǎng)運(yùn)行管理實(shí)施細(xì)則》及《南方區(qū)域電力輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則》：
a) 目標(biāo)：5MW/1h及以上的獨(dú)立電化學(xué)儲(chǔ)能電站，均可入市參與。
b) 調(diào)峰補(bǔ)償：在儲(chǔ)能參與調(diào)峰輔助服務(wù)中，獨(dú)立儲(chǔ)能電站參照煤機(jī)深度調(diào)峰第二檔的補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)其充電電量進(jìn)行補(bǔ)償，
具體補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為24×R5(元/兆瓦時(shí))。即24×33元/MWh=0.792元/kWh(較2020年版提高0.292元/kWh)。
c) 南網(wǎng)旗下已投運(yùn)電網(wǎng)側(cè)電池獨(dú)立儲(chǔ)能電站4座，合計(jì)30MW/62MWh；梅州五華、佛山南海等3個(gè)電網(wǎng)側(cè)百兆瓦級(jí)獨(dú)立儲(chǔ)能站進(jìn)入前期工作階段，總裝機(jī)規(guī)模470MW/940MWh，將根據(jù)系統(tǒng)調(diào)節(jié)需要于2022年和2023年陸續(xù)建成投產(chǎn)。
電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能數(shù)據(jù)很少有公開，上述示范項(xiàng)目是否能盈利，還需要觀察一段時(shí)間。
三、“用戶側(cè)+虛擬電廠”模式儲(chǔ)能
1、用戶側(cè)儲(chǔ)能收益來(lái)源
用戶側(cè)儲(chǔ)能的盈利模式非常清晰，其收入來(lái)源也大致分為三種途徑，如下表所示。
目前，用戶側(cè)峰谷價(jià)差比較高的省份如下表所示。用戶側(cè)儲(chǔ)能基本都能達(dá)到7%以上，好的地方甚至可以達(dá)到10%。因此，很多公司在廣東、浙江等省份搶占市場(chǎng)。
隨著儲(chǔ)能技術(shù)進(jìn)步，循環(huán)次數(shù)的提升，越來(lái)越多的省份都具有工商側(cè)儲(chǔ)能投資價(jià)值。下表詳細(xì)解析了浙江、廣東、江蘇三省的充放電時(shí)間、電價(jià)、綜合收益等。由于江蘇的充放電時(shí)間更長(zhǎng)，因此配置的小時(shí)數(shù)更多，往往是3~4小時(shí)。
2、 用戶側(cè)儲(chǔ)能收益關(guān)鍵影響因素
1）峰谷價(jià)差的大小
浙江區(qū)域投資最佳、其次是廣東和江蘇市場(chǎng)、最后包括安徽、湖南市場(chǎng)。
2）儲(chǔ)能系統(tǒng)循環(huán)壽命
隨著技術(shù)進(jìn)步，儲(chǔ)能系統(tǒng)循環(huán)次數(shù)也在不斷上升。
2021年許多儲(chǔ)能廠家投標(biāo)次數(shù)一般按5000~6000次，而2022年、2023年的項(xiàng)目，廠家承諾的次數(shù)基本都在6000次以上；某企業(yè)承諾電芯15000次、系統(tǒng)10000次，相當(dāng)于15年壽命。
3）與用戶的價(jià)差分成比例
用戶的價(jià)差分成比例的主要依據(jù)為價(jià)差本身的大小，價(jià)差越大，分給用戶的比例越高。浙江市場(chǎng)價(jià)差高，分成比例一般按85:15；廣東、江蘇市場(chǎng)一般按90:10；
今年，個(gè)別儲(chǔ)能企業(yè)提出與客戶82:18的分成比例，說(shuō)明用戶側(cè)儲(chǔ)能的收益還是不錯(cuò)的。
4）投資成本
當(dāng)前的系統(tǒng)成本基本在2.1~2.2元/Wh之間，全國(guó)區(qū)域性差異很小。
3、用戶側(cè)儲(chǔ)能投資風(fēng)險(xiǎn)點(diǎn)
1）安全性
用戶最擔(dān)心的風(fēng)險(xiǎn)是著火、爆炸。實(shí)際上，隨著技術(shù)革新進(jìn)步，電池質(zhì)量提高、控制系統(tǒng)升級(jí)，安全性能大大提高；另一方面，政府監(jiān)管的加強(qiáng)（如消防驗(yàn)收、電網(wǎng)驗(yàn)收等）；同時(shí)，運(yùn)維質(zhì)量提高也是把控風(fēng)險(xiǎn)的重要環(huán)節(jié)。
2）交易能力的高低
以浙江某項(xiàng)目為例，今年8月份電網(wǎng)調(diào)峰壓力大，鼓勵(lì)用戶側(cè)儲(chǔ)能參與需求側(cè)響應(yīng)，并給予3.8元/kWh的補(bǔ)貼。該項(xiàng)目半個(gè)月內(nèi)盈利大幅提升。
3）企業(yè)資信問(wèn)題
用戶需要長(zhǎng)期穩(wěn)定的用電。由于儲(chǔ)能為模塊化設(shè)計(jì)，一旦用戶經(jīng)營(yíng)風(fēng)險(xiǎn)不用電，或付不起電費(fèi)，既可以作為交易主體參與電網(wǎng)的現(xiàn)貨交易、輔助服務(wù)，也可以進(jìn)行項(xiàng)目改造、遷移。未來(lái)，虛擬電廠是一個(gè)很好的托底的盈利模式。
4）后期運(yùn)維的保證
5年之后，電池的電芯過(guò)保之后，對(duì)運(yùn)維團(tuán)隊(duì)提出更高的要求。
四、儲(chǔ)能其它特殊投資模式
除上述集中投資模式外，儲(chǔ)能還有以下幾種盈利模式。
1、新能源分擔(dān)儲(chǔ)能造價(jià)成本。
2、增量配電網(wǎng)內(nèi)儲(chǔ)能特殊投資模式。
3、源網(wǎng)荷儲(chǔ)一體化投資模式。
4、備用電源替代+調(diào)峰模式。
5、部分城市的移動(dòng)充電模式。
