中國儲能網(wǎng)訊：
前言：山東省風光資源豐富，2022年其風光發(fā)電合計占比達33.6%，領跑全國，風光消納問題使得配建儲能成為新能源并網(wǎng)必選項。但源側配儲盈利渠道較窄，經(jīng)濟性難以實現(xiàn)。近日山東省發(fā)布《關于開展我省配建儲能轉(zhuǎn)為獨立儲能試點工作的通知》，旨在拓寬配建儲能盈利渠道，鼓勵其作為市場主體參與電力市場交易，更好地發(fā)揮電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)作用。山東配建儲能轉(zhuǎn)獨立儲能后盈利模式有哪些？經(jīng)濟性如何？
本文對山東獨立儲能相關政策及盈利模式進行分析后，測算得山東省100MW/200MWh獨立儲能初始投資32,000萬元，投資回收期15年，項目IRR為6.1%，初步實現(xiàn)經(jīng)濟性。
01.盈利模式概述
山東是我國首批電力現(xiàn)貨市場試點單位，在獨立儲能建設方面遙遙領先，政策出臺速度和覆蓋度均高于其他省份。2022年8月出臺的《關于促進我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》已明確為獨立儲能指出四個盈利模式：1.容量補償：“示范項目參與電力現(xiàn)貨市場給予容量補償”；2.容量租賃：“示范項目容量可在全省范圍內(nèi)租賃使用”；3.現(xiàn)貨市場：“示范項目作為獨立儲能可參與電力現(xiàn)貨市場”；4.輔助服務：“鼓勵示范項目發(fā)揮技術優(yōu)勢參與輔助服務”。但目前，提供調(diào)頻輔助服務的獨立儲能設施則不可以再參與電能量市場出清。
數(shù)據(jù)來源：EESA
1.1容量租賃
山東省容量租賃價格指導價格約為330元/kW·年，據(jù)市場調(diào)研情況，實際租賃價格在200-300/kW·年間，按照260/kW·年計算，在容量實現(xiàn)80%出租的情況下，年租賃收入約2,000萬元。不過，儲能容量租賃市場受光伏、風電新增裝機量直接影響，未來租賃價格和比例可能出現(xiàn)波動。
1.2容量補償
為保障電容量充裕，提高電力系統(tǒng)供電可靠性，山東省研究出臺了容量補償機制。山東省發(fā)改委《關于電力現(xiàn)貨市場容量補償電價有關事項的通知》提出，對示范項目參與電力現(xiàn)貨市場給予容量補償，補償費用暫按電力市場規(guī)則中獨立儲能可用容量補償標準的2倍執(zhí)行。山東省《關于2022年山東省電力現(xiàn)貨市場結算試運行工作有關事項的補充通知》規(guī)定：儲能電站日發(fā)電可用容量=（儲能電站核定充電容量/2）*K/24，K為儲能電站日可用等效小時數(shù)，初期電化學儲能電站日可用等效小時數(shù)暫定為2小時。容量市場運行前，參與電力現(xiàn)貨市場的發(fā)電機組容量補償費用從用戶側收取，電價標準暫定為每千瓦時0.0991元。山東省自2023年起開始按照不同季節(jié)及時段實行分時峰谷系數(shù)對用戶側容量電費進行收?。汗榷蜗禂?shù)0.3，深谷段系數(shù)0.1；峰段系數(shù)1.7，尖峰段系數(shù)2.0。
數(shù)據(jù)來源：山東電力交易中心 lambda EESA
據(jù)此計算，100MW/200MWh儲能電站日發(fā)電可用容量=2*(100/2)*2/24=16.67MW;
總容量補償費用=用戶側用電量*0.0991*對應時段系數(shù)；
單個儲能電站容量補償收入=總補償收入/全網(wǎng)市場化機組可用容量；
不過，總補償費用根據(jù)用戶側用電量及用電時段不斷波動，無法準確計量，可依據(jù)市場實際補償情況進行估算：據(jù)山東省電力調(diào)控中心報告，2022年3月山東四家儲能電站容量補償總費用為1348萬元（儲能電站裝機量均為100MW/200MWh），年補償費用約300 元/kW，即100MW/200MWh電站容量補償年收入約為3000萬元，收益相當可觀。
1.3 現(xiàn)貨市場交易
獨立儲能參與現(xiàn)貨交易，在電價低谷時充電、高峰時放電從而賺取電價差。《山東省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則(試行)》指出，綜合市場交易價格由容量補償費用、市場形成的電量價格構成，故充電成本中還需考慮分時段容量補償費用。另外，新型儲能參與電力市場充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，但由系統(tǒng)效率導致?lián)p耗成本需考慮在內(nèi)。綜上，山東獨立儲能套利收入計算如下：
放電收入=放電電價x放電電量；充電成本=充電電價（包含充電時需要繳納的分時段容量補償費用，按谷段及深谷段加權計算約0.04955元/kWh）x充電電量；
損耗成本= 損耗電量*(輸配電價+政府性基金及附加）(山東省現(xiàn)行輸配電價和政府性基金及附加標準:輸配電價0.1717元/kWh；政府性基金及附加約0.0272元/kWh)；
套利收入=放電收入-充電支出-損耗成本；
按照加權平均峰谷價差0.4元/kWh，系統(tǒng)綜合效率85%、一充一放，保守估算100MW/200MWh儲能電站年套利收入約為1580萬元。據(jù)蘭木達電力現(xiàn)貨估算，樂觀情況下，獨立儲能最大盈利空間為2781萬元/年，但此收益需要精準預測出清價格進行尋優(yōu)，盈利條件極為苛刻。
圖1 山東現(xiàn)貨市場最優(yōu)盈利情況
數(shù)據(jù)來源：lambda
1.4 輔助服務
根據(jù)山東省電力現(xiàn)貨市場規(guī)則，獨立儲能項目可參與調(diào)頻輔助市場，提供調(diào)頻輔助服務的獨立儲能設施不參與電能量市場出清，即目前山東獨立儲能項目只能參與AGC和現(xiàn)貨市場其一。對于儲能電站來說，現(xiàn)貨市場套利收益更為可觀（據(jù)《電化學儲能在不同應用場景下的經(jīng)濟性分析》，AGC單位收益不及現(xiàn)貨市場套利），因此現(xiàn)階段參與調(diào)頻輔助服務機會成本較高，暫不考慮在內(nèi)。
不過，山東省正在出臺相關政策鼓勵獨立儲能積極參與輔助服務市場：8月8日發(fā)布的《山東電力爬坡輔助服務市場交易規(guī)則(征求意見稿)》指出，獨立儲能可提供爬坡輔助服務。未來，山東電力市場或可實現(xiàn)輔助服務和電能量市場的聯(lián)合優(yōu)化出清，促進獨立儲能深度參與輔助服務市場 。
02.經(jīng)濟性測算
2.1 前置條件
數(shù)據(jù)來源：EESA
2.2測算結果
經(jīng)測算，山東省100MW/200MWh獨立儲能初始投資32,000萬元，投資回收期15年，20年期凈現(xiàn)金流量為8,945萬元，項目IRR達6.1%，初步實現(xiàn)經(jīng)濟性。
表2 部分項目測算結果
數(shù)據(jù)來源：EESA
03.分析&結論
3.1 收益結構分析
容量補償收入約占全運用期總收益的40%以上，在所有項目中占比最高；其次是容量租賃，占獨立儲能整體收益的28%；由于峰谷價差小且難以實現(xiàn)兩充兩放，現(xiàn)貨市場套利收入在山東獨立儲能收益中占比最小，為27%。
數(shù)據(jù)來源：EESA
對比山西獨立儲能收益模式（山西省獨立儲能經(jīng)濟性測算見往期文章）可以發(fā)現(xiàn)，兩地獨立儲能盈利模式有所不同：山西一次調(diào)頻收益最為可觀，而山東容量補償收益占比更高。這與兩地電網(wǎng)結構與用電特點有關，山西地處內(nèi)陸，水資源匱乏，建造大型抽水蓄能電站的條件非常有限，氣電類高品質(zhì)靈活性資源稀缺；另外，山西省擁有西電東送、北電南送、特高壓交直流混聯(lián)的復雜電網(wǎng)結構，新能源外送給電網(wǎng)調(diào)度帶來很大挑戰(zhàn)，因此調(diào)頻需求比其他省份更為迫切。而山東重工業(yè)發(fā)達，電量需求高，但自給率常年不足，急需電力穩(wěn)定保障措施，因此容量補償機制更完善。
3.2 收益影響因素分析
首先，容量補償是山東確定性較高的收益；其次，現(xiàn)共享容量多在發(fā)電企業(yè)實現(xiàn)“內(nèi)部消化”，第三方獨立儲能容量租賃出租率和租賃價格面臨較大不確定性，風險較高，但獨立儲能收益依然依賴共享租賃，無共享租賃收益獨立儲能項目將不具備經(jīng)濟性；最后，山東現(xiàn)貨市場峰谷價差有待加大，且電芯成本仍有下降空間，兩個因素疊加可使項目IRR大幅提升。
電芯成本隨LFP價格波動，據(jù)EESA測算，當LFP價格在3-16萬元/噸區(qū)間時，電芯成本為0.35-0.67元/Wh（含折舊、制造費用、管理費用等）。另，參考其他省份現(xiàn)貨市場平均峰谷價差，區(qū)間范圍為0.3-1元/kWh。對電芯成本及現(xiàn)貨市場峰谷價差進行模擬運算發(fā)現(xiàn)：
1.峰谷價差對項目IRR影響極大，峰谷價差上升0.1元，約可使IRR上升1.3%，疊加電芯降本因素的項目IRR最高可上升至15%。
2.在電芯成本不變的情況下，現(xiàn)貨市場價差需增加到0.8元/kWh可使獨立儲能擺脫對共享租賃收益的依賴。
數(shù)據(jù)來源：EESA
