中國儲能網(wǎng)訊：新型儲能的經(jīng)濟性一直是行業(yè)中備受關(guān)注和備受爭議的話題。雖然鋰離子電池儲能項目的成本已從產(chǎn)業(yè)化初期的約3元/Wh降至現(xiàn)今的約1.3元/Wh，儲能項目的經(jīng)濟性仍然是阻礙其大規(guī)模產(chǎn)業(yè)化的最大障礙，“儲能項目不賺錢”這一觀點仍在行業(yè)從業(yè)者之間廣為流傳。造成這一窘境的原因是多方面的，但是主要可歸因為以下三點：（1）儲能在電網(wǎng)中身份不明確，價值難以衡量，成本難以分攤消化；（2）理想商業(yè)模式難以實現(xiàn)，“300天、每天兩充兩放”這一運行條件難以達成；（3）利用率低下，據(jù)中電聯(lián)調(diào)研，儲能項目平均利用率僅為12.2%。
暫時拋開市場條件與政策環(huán)境等外部因素，單從儲能自身角度出發(fā)，技術(shù)成本仍偏高是一方面，盈利模式單一化、理想化也是儲能項目商業(yè)化難題的重要原因。在過去幾年的投建的儲能項目中，基于峰谷套利的“每年運行300天，每天進行兩充兩放”（對標大部分地區(qū)兩峰兩谷的符合特性）成為了大部分項目商業(yè)計劃的“標配”，然而實際運行下來，每年運行260天，平均每天1.5次充放，就已經(jīng)是非常理想的運行狀態(tài)了，更不提當(dāng)下全國裝機量最大的新能源配儲（裝機占比49.7%）利用率僅為6.1%。因此，在現(xiàn)有的外部環(huán)境下，儲能想要實現(xiàn)真正的商業(yè)化，必須擺脫“300天、兩充兩放”的定式思維，立足于實際應(yīng)用場景，積極拓展業(yè)務(wù)模式與營收路徑。
我們在《聚焦長時儲能系列一：新型長時儲能（LDES）產(chǎn)業(yè)總覽》中提到的新型長時儲能（以下簡稱LDES），有望在經(jīng)濟性方面解決鋰電儲能所面臨的困境。首先在技術(shù)成本方面，由于不適用鋰、鎳、鈷、錳等稀有原材料，一部分LDES技術(shù)的理論成本在產(chǎn)業(yè)化初期就已低于鋰電儲能，考慮到大規(guī)模產(chǎn)業(yè)化后的降本潛力，LDES很有可能在技術(shù)成本，特別是大規(guī)模儲能應(yīng)用的成本上遠優(yōu)于鋰電池。其次，與從電動汽車“轉(zhuǎn)業(yè)”而來的鋰電不同，大部分LDES技術(shù)（例如液流電池、重力儲能、氫能等）在技術(shù)開發(fā)初期就充分考慮電網(wǎng)應(yīng)用的特性，在技術(shù)層面可以提供的服務(wù)不局限于峰谷套利，可以滿足電網(wǎng)在輔助服務(wù)方面的各種需求。在西方市場化程度高的電力市場中，電網(wǎng)輔助服務(wù)已經(jīng)成為一塊龐大的市場，隨著我國電力現(xiàn)貨市場的發(fā)展，LDES無疑將憑借這一趨勢形成更加多元化的營收模式。
LDES有著明確的降本路徑
我們在上一篇文章中提到過，LDES如果想在行業(yè)中大規(guī)模鋪開，需要在經(jīng)濟性上有較強的競爭力，特別是在大規(guī)模（>100MWh）長時（>4h、數(shù)天、數(shù)周）儲能應(yīng)用方面，需要具備優(yōu)于鋰電儲能的經(jīng)濟成本。雖然當(dāng)前處于產(chǎn)業(yè)化初期的LDES成本仍高于鋰電儲能，但是其自身不依賴稀有元素，且具有規(guī)?；筮呺H成本遞減的效應(yīng)，所以LDES在大規(guī)模產(chǎn)業(yè)化后有望實現(xiàn)比傳統(tǒng)鋰電更低的技術(shù)成本。
衡量LDES成本的指標與傳統(tǒng)儲能類似，具體有容量成本（元/kWh）、能量成本（元/kW）、運維成本（元/kW-年）以及系統(tǒng)效率成本，由于LDES主要應(yīng)用在電能的長時存儲，容量成本是最合適的成本指標。根據(jù)LDES協(xié)會對行業(yè)的分析，影響LDES成本的因素可分為以下兩大類：（1）從產(chǎn)業(yè)角度出發(fā)：產(chǎn)業(yè)布局、供應(yīng)商、供應(yīng)鏈發(fā)展程度；（2）從設(shè)備制造商角度出發(fā)：生產(chǎn)技術(shù)進步及產(chǎn)量規(guī)模。進一步細分可分為如下幾類：（1）儲能技術(shù)、土建、行政許可、勞動力相關(guān)成本；（2）工程設(shè)計、裝備定制、項目管理等項目相關(guān)成本；（3）存儲介質(zhì)、運營耗材、物流成本；（4）商務(wù)、培訓(xùn)等其他成本。預(yù)計到2025年，上述細分項在LDES成本中的占比以及敏感度如圖1所示。
大部分LDES技術(shù)與現(xiàn)有的新能源、水電、儲能技術(shù)同源，因此其降本路徑很大程度上可以參考現(xiàn)有能源產(chǎn)業(yè)。在過去的產(chǎn)業(yè)發(fā)展中，光伏風(fēng)電裝機量翻倍使其技術(shù)成本降低了18%~24%，參考這一歷史數(shù)據(jù)，LDES協(xié)會預(yù)測LDES的降本速度會在12%~18%之間，不同技術(shù)路線之間會有差異，具體參考圖2。
LCOS不是衡量LDES經(jīng)濟性的最優(yōu)指標
平準化儲能成本LCOS是將儲能全生命周期的成本除以其全生命周期總放電量而得到的標準化成本，反應(yīng)了儲能項目盈虧平衡時的電價，該指標與其他發(fā)電技術(shù)的LCOE類似，可用于比較不同儲能技術(shù)路線的經(jīng)濟性，其計算公式概括如下。
其中建設(shè)成本主要由LDES設(shè)備本身及其輔助系統(tǒng)的資本支出構(gòu)成，運營成本主要由運維成本（O&M）和補充儲能介質(zhì)損耗的費用構(gòu)成，充電成本主要受系統(tǒng)效率以及充電電價影響。雖然計算公式相同，但是LDES在實際計算LCOS時與傳統(tǒng)鋰電儲能有著顯著的差別。首先由于LDES的運營周期（30~40年）顯著長于鋰電儲能，且儲能介質(zhì)更換簡易，因此運營成本和充電成本在LDES總成本中的占比要顯著高于鋰電儲能。此外，正如LCOE難以準確衡量可調(diào)度電廠的經(jīng)濟性一樣，LCOS在部分情況下也不能準量LDES的經(jīng)濟性，這主要由LDES多元化的運行模式造成。如果LDES頻繁參與到容量租賃或者調(diào)頻、旋轉(zhuǎn)備用等電網(wǎng)輔助服務(wù)當(dāng)中（這些情況下儲能的營收不直接以放電量來衡量），則全生命周期放電量就不能準確反映項目運行情況，由于這種情況下循環(huán)次數(shù)、單次充放電量不確定，因此總放電量也難以估算。我們前文提到，LDES若想實現(xiàn)良好的經(jīng)濟性，則必須采取這種多元化的營收方式，因此LCOS很可能并不是衡量LDES經(jīng)濟性的最佳指標，容量成本（元/kWh）可能更適合用來橫向?qū)Ρ萀DES各技術(shù)路線與其他儲能技術(shù)。
LDES商業(yè)模式案例
我國電力行業(yè)市場化仍處于推進過程當(dāng)中，很多儲能項目雖然在技術(shù)層面已經(jīng)可以實現(xiàn)多樣化的商業(yè)營收模式，但是受限于政策市場環(huán)境，想要實現(xiàn)前文提到的多途徑營收還需要一定的過程。相對較而言海外電力市場有著更加開放的政策與成熟的環(huán)境，部分儲能的商業(yè)模式已在海外得到實踐，LDES協(xié)會基于海外電力市場環(huán)境列舉了一系列適用于LDES的潛在商業(yè)模式，下文將做簡要介紹。值得注意的是，這些商業(yè)模式均不以峰谷套利作為自己的主要收入來源，且均通過多種途徑實現(xiàn)營收。
1.澳洲新能源PPA
在澳洲的電力市場環(huán)境下，能源供應(yīng)的穩(wěn)定性、可預(yù)測性是影響購電協(xié)議（PPA）簽訂的重要因素。大部分電力用戶簽訂購電長協(xié)的初衷是想對沖電量、電價的不確定性，因此發(fā)電方電力供應(yīng)能力越穩(wěn)定，則越有可能談得更有利的PPA條款。然而新能源天生具有隨機性、波動性與不確定性，與電力用戶簽訂PPA的初衷相悖，因此嚴重降低了新能源發(fā)電方在簽訂PPA時所能鎖定的收益。
為解決這一問題，澳洲的新能源開發(fā)商/業(yè)主考慮通過配套建設(shè)LDES提升自身電力供應(yīng)的可靠性，從而在簽訂PPA時能夠談得更有利的條款，提前鎖定更高的收益。同時，隨著澳洲新能源裝機占比的提升，新能源消納、電網(wǎng)輔助服務(wù)等需求也在逐步擴大，配裝的LDES也可參與到這些市場當(dāng)中。該商業(yè)模式的經(jīng)濟性如下圖所示：
該項目的IRR在6.5 ~8%，主要營收來源于為購電協(xié)議前期談判提供穩(wěn)定發(fā)電量而產(chǎn)生的額外PPA收入，占比在70%~90%，因此項目整體收益受當(dāng)?shù)豍PA價格影響最大。新能源消納與輔助服務(wù)在理想條件下收入占比超過30%，也是收入的重要組成部分。
2.美國孤島區(qū)域電網(wǎng)
美國大部分島嶼遠離大陸，與主電網(wǎng)分離，主要依靠煤炭/燃油發(fā)電機提供電能。隨著市場環(huán)境與國際形勢變化，這些島嶼的用電成本持續(xù)上漲。與此同時，這些島嶼往往擁有著豐富的光伏與海風(fēng)資源，因此將依賴傳統(tǒng)能源的區(qū)域電網(wǎng)改建成以可再生能源為主的新型電網(wǎng)成為了可行的方案。隨著新能源發(fā)電的增加以及傳統(tǒng)能源的減少，這些孤島電網(wǎng)也將面臨更大的安全與穩(wěn)定性問題。
在孤島電網(wǎng)中配置儲能可有效解決新能源穩(wěn)定性問題，然而按電網(wǎng)需求全部配置鋰電儲能的話會大幅提高建設(shè)成本，若想采用更經(jīng)濟的方式實現(xiàn)能源轉(zhuǎn)型，可采用鋰電儲能+LDES的混合型方案。根據(jù)LDES協(xié)會測算，該情景下混合型方案的LCOS比單獨的鋰電或者LDES方案都要低。項目也可采取分期建設(shè)的模式，先通過建設(shè)新能源+鋰電儲能滿足島嶼短期用電需求，再通過建設(shè)LDES以及剩余新能源裝機來實現(xiàn)長期的用電需求。該方案的經(jīng)濟參數(shù)如圖所示：
該項目的IRR為7 ~12%，主要營收體現(xiàn)在為電網(wǎng)改造所節(jié)省的成本。電網(wǎng)新能源轉(zhuǎn)型后所帶來的碳減排收益也是項目收益的重要組成部分。
3.印度響應(yīng)型調(diào)峰電站
當(dāng)前印度的電力系統(tǒng)仍以傳統(tǒng)能源為主，超過70%的發(fā)電為傳統(tǒng)能源，且電網(wǎng)建設(shè)落后，電力供需失衡頻繁。印度在國際社會上承諾至2030年建設(shè)超過500GW的可再生能源發(fā)電，該裝機量是其現(xiàn)有水平的5倍，屆時印度電網(wǎng)的穩(wěn)定性問題會更加嚴重。在這種情形下，廣泛部署可被靈活調(diào)用的調(diào)峰電站可以極大改善印度的電網(wǎng)問題。
本商業(yè)通過一個8h,300MW/1800MWh的新型抽水蓄能（LDES的一條技術(shù)路線），搭配600MW裝機總量的風(fēng)電、光伏混合發(fā)電來構(gòu)成一個調(diào)峰電站。新能源與新型抽蓄組成的整體系統(tǒng)既可以在電力供需失衡時參與削峰填谷，也可以在正常時段直接通過新能源發(fā)電上網(wǎng)。項目經(jīng)濟性如下圖所示：
該項目的IRR為10 ~12%，主要收入來源于用電高峰時的電力供應(yīng)以及直接通過新能源發(fā)電，新型抽蓄也可以通過參與旋轉(zhuǎn)備用等輔助服務(wù)增厚收益。
