中國儲能網(wǎng)訊：隨著新能源大規(guī)模開發(fā)，儲能裝機投運的規(guī)模和速度也在加速推進，在一些列政策推動下，儲能盈利模式也逐漸清晰，呈現(xiàn)多元化特點。
年底“扎堆”并網(wǎng)
據(jù)中國儲能網(wǎng)不完全統(tǒng)計，1-11月，已經(jīng)公開的新增儲能裝機投運項目共395個，規(guī)模達19.67GW/38.46GWh，其中，新型儲能裝機規(guī)模為17.036GW，占比為87%；抽水蓄能新增裝機規(guī)模為2.45GW，占比為12%；蓄熱新增裝機規(guī)模為0.18GW，占比為1%。
按照今年5月中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應用分會公布的數(shù)據(jù)，2022 年中國儲能新增裝機量約 14.7GW，新型儲能裝機量為5.9GW。
也就是說，今年前11個月的新增儲能裝機規(guī)模已經(jīng)超過去年全年裝機規(guī)模的34%，而新型儲能新增裝機量是去年全年的2.9倍，隨著年底儲能項目扎推投運，這一數(shù)據(jù)將進一步擴大。
從前11月新增儲能投運項目裝機功率占比來看，電化學儲能占主導地位，占比為84%；抽水蓄能占比12%；飛輪儲能、壓縮空氣、熔鹽儲熱等項目占比為4%。
前11月投運的新型儲能項目中，各種技術(shù)路線百花齊放，鋰離子電池仍然占絕對的主導地位，裝機項目達360個，規(guī)模為14.496GW，占比為98%。另外，共有2個鈉離子電池儲能、7個液流電池儲能、2個鉛碳電池儲能、1個鉛酸電池儲能等新技術(shù)也得到了應用落地。
從應用場景來看，電網(wǎng)側(cè)裝機規(guī)模超過電源測，功率為10.707GW, 占比64%；電源側(cè)裝機規(guī)模為5.734GW,占比為34%；用戶側(cè)裝機0.372GW,占比為2%。
分區(qū)域來看，西北地區(qū)得益于風光發(fā)電配儲項目較多，前11月新型裝機投運規(guī)模最多為5.14GW；華東地區(qū)在山東、浙江、安徽等省份強有力的政策推動下，該區(qū)域電網(wǎng)側(cè)獨立儲能、集中式共享儲能、工商業(yè)儲能得到了很好的發(fā)展，前11月裝機規(guī)模僅次于西北地區(qū)，為4.096GW；華中區(qū)域裝機規(guī)模排第三，為2.13GW,今年上半年，湖南省憑一己之力，投運12個儲能項目，裝機規(guī)模高達1.2GW，將該區(qū)域儲能投運規(guī)模推向top3；西南地區(qū)裝機規(guī)模為1.95GW，主要的貢獻量來自于貴州省，該省11月新型儲能裝機規(guī)模高達1.2545GW/2.511GWh，大幅領(lǐng)先于其他省份，在電網(wǎng)側(cè)新型儲能項目投運的12個項目中，貴州省獨占9個百兆瓦級項目，其中7個儲能電站是貴州省首批獨立共享儲能示范項目。
從裝機投運的時間來看，11月份新型儲能扎堆投運，裝機項目多大75個，總規(guī)模達到3.469GW/8.826GWh，環(huán)比增長235.31%，成為今年以來投運規(guī)模最高的月份。
從項目投建方來看，國電投、中國能建、中核、華能、華潤、大唐、三峽、中電建等央國企仍然是這些儲能項目落地的主導力量。
值的關(guān)注的是，11月，國家能源局組織發(fā)布《關(guān)于促進新型儲能并網(wǎng)和調(diào)度運用的通知(征求意見稿)》，從制度層面確定了新型儲能并入電網(wǎng)，及并網(wǎng)后調(diào)度運用的原則，對于新型儲能市場的發(fā)展將起到積極的推動作用。
另外，地方層面，為推進儲能項目并網(wǎng)，今年7月，貴州省能源局表示，在今年能源結(jié)構(gòu)調(diào)整專項資金項目申報方面，對2023年11月底前建成并網(wǎng)的獨立儲能項目給予支持。
頻現(xiàn)“首個”、“最大”
在今年已投運的儲能項目中，“最大”、“首個”成為高頻詞匯。
比如，11月30日，中核三門200兆瓦灘涂光伏項目正式并網(wǎng)，標志著全國首個“核光儲多能耦合”及中核匯能首個自主開發(fā)建設(shè)的灘涂光伏項目正式并網(wǎng)發(fā)電。項目可將包括太陽能、核能、電池的化學能等多種能源轉(zhuǎn)化為電力，形成互補。
11月29日，安徽宣城首家5MW/15MWh用戶側(cè)儲能項目成功并網(wǎng)，這是安徽省內(nèi)單體裝機容量最大的用戶側(cè)儲能項目。
11月29日，江蘇省容量最大的獨立共享儲能項目——江蘇豐儲200兆瓦/400兆瓦時（即額定功率200兆瓦，最大容量400兆瓦時）儲能電站在南通市如東縣并網(wǎng)，這座電站兩個小時內(nèi)最多可充電40萬度。
11月27日，華能自主研發(fā)的全球裝機容量最大單層站房式儲能電站——上都百萬千瓦級風電基地配套儲能二三期工程實現(xiàn)全容量并網(wǎng)。該項目的亮點是，二三期工程采用站房式儲能技術(shù)路線，通過單層站房式儲能系統(tǒng)布置方式，大幅提升儲能系統(tǒng)能量密度。
9月8日，在新疆哈密十三間房風區(qū)，全疆首座電網(wǎng)側(cè)新型獨立儲能電站正式并入哈密電網(wǎng)，項目具有發(fā)電側(cè)儲能和電網(wǎng)側(cè)儲能雙重特性，并網(wǎng)后，以電網(wǎng)側(cè)獨立儲能方式投入商業(yè)運營。
8月，新華發(fā)電莎車100萬千瓦光儲一體化項目全容量并網(wǎng)。該項目總投資約50億元人民幣，裝機容量為80萬千瓦，配套儲能20萬千瓦/80萬千瓦時，是目前中國最大的電化學儲能電站。
隨著各地儲能項目建設(shè)如火如荼，項目交付的速度也屢次刷新記錄。
今年8月，海辰儲能供貨的大唐重慶銅梁100MW/200MWh集中式儲能電站項目并網(wǎng)，創(chuàng)下了百兆瓦級大型儲能電站35天交付的行業(yè)“新速度”。
盈利模式仍待“破局”
一系列政策的推動下，國家和地方層面對新型儲能的盈利模式與商業(yè)模式的探索仍在推進，呈現(xiàn)多元化特點。
就政策支持層面來說，近三年來，11個省份發(fā)布了新能源配儲補貼政策，方式主要包括放電補貼、容量補貼、投資補貼。12個省份發(fā)布了新能源配儲參與輔助服務(wù)市場的政策，交易品種主要包括調(diào)峰、調(diào)頻、備用等。
統(tǒng)計顯示，僅今年前7月，各地便發(fā)布321項儲能政策，相當于去年全年總量。
目前來看，儲能的商業(yè)模式逐漸清晰，但成熟可持續(xù)的盈利模式仍期待政策“破題”。
新型儲能主要以提供調(diào)頻調(diào)峰等輔助服務(wù)為主要盈利手段。新版“兩個細則”促進了輔助服務(wù)市場建設(shè)，目前，華中、西北區(qū)域、南方、華北、華東、東北和江蘇、山東兩省相繼出臺了新版“兩個細則”，為一段時期內(nèi)電力輔助服務(wù)的謀劃了方向。
但是由于電力輔助服務(wù)市場不夠完善，加上并網(wǎng)項目越來越多，輔助服務(wù)市場將出現(xiàn)“僧多粥少”的情況，僅依靠調(diào)頻、調(diào)峰服務(wù)，難以形成對新型儲能項目有效的成本疏導和收益保證。
在新型儲能的利用率較低、盈利模式不清晰的情況下，容量電價機制被認為是能夠為新型儲能實現(xiàn)盈利托底。
11月22日，國家能源局發(fā)布《關(guān)于促進新型儲能并網(wǎng)和調(diào)度運用的通知（征求意見稿）》明確，以市場化方式促進新型儲能調(diào)用，通過合理擴大現(xiàn)貨市場限價區(qū)間、建立容量補償機制等市場化手段，促進新型儲能電站“一體多用、分時復用”，進一步豐富新型儲能電站的市場化商業(yè)模式。
這也意味著，對于儲能容量補償，國家層面的政策即將出臺。其實，對于這一政策，山東等5個省份已經(jīng)開始先行先試。
山東明確，新型儲能作為獨立市場主體參與市場交易，執(zhí)行基于市場化模式下的“電量電價+容量電價”兩部制上網(wǎng)電價機制。新型儲能向電網(wǎng)送電時，可根據(jù)月度可用容量獲得容量電價補償，具體補償標準根據(jù)當月電力市場供需確定。經(jīng)省能源局確定的示范項目，補償費用暫按電力市場規(guī)則中獨立儲能月度可用容量補償標準的2倍執(zhí)行。
甘肅省要求，獨立儲能按其額定容量參與調(diào)峰容量市場交易，申報和補償標準上限暫按300元/（MW·日）執(zhí)行。
但是，也有觀點認為，容量電價不是根治儲能盈利難題的靈丹妙藥，過度采用容量這一商業(yè)模式將拉高電力系統(tǒng)的安全調(diào)節(jié)總成本，增加全體電力用戶負擔。
分時電價時段優(yōu)化和峰谷價差拉大促進了2023年工商業(yè)儲能市場的爆火。從12月份各地區(qū)公布的12月電網(wǎng)代購電價來看，19個地區(qū)的最大峰谷價差超過0.7元/kWh，廣東省（珠三角五市）最大峰谷價差最大，達到1.3376元/kWh。
另外，共有20多個地區(qū)執(zhí)行尖峰電價。與11月份相比，23個地區(qū)最大峰谷價差進一步拉大，江西省漲幅最大，達到30%，其次是重慶，超過28%。
尖峰電價可以有效提升儲能峰谷價差套利收益，一些地區(qū)通過“兩充兩放”，縮短投資回收期。
值得一提的是，在福建省11月公布的完善分時電價政策的通知里，福建省工商業(yè)儲能客戶可制定三充三放得充放電策略，工商業(yè)儲能設(shè)備的可利用次數(shù)和小時候數(shù)進一步增加，這意味著工商業(yè)儲能的盈利空間將進一步增加。
可以預見，伴隨著全國各地不斷拉大峰谷價差，差價越大的地區(qū)，越會成為工商業(yè)儲能爭相搶奪的“陣地”。
盡管如此，市場對工商業(yè)儲能市場仍存在憂慮，最大的擔憂是各地的政策、補貼能不能長期存在。很多的投資方會考慮，當大量的工商業(yè)儲能項目落地之后，市場將會飽和，電價差達不到預期。
從國外的經(jīng)驗來看，虛擬電廠將會成為工商業(yè)儲能的最佳盈利模式，而不是僅僅靠初期階段的峰谷電價差。
對于儲能盈利模式模糊，經(jīng)濟性差這一被行業(yè)長期詬病的難題，深度參與現(xiàn)貨市場交易，或是一劑良藥。
2022年，山東率先推出新型儲能參與現(xiàn)貨市場交易，陜西、甘肅等地緊隨其后，發(fā)文推動新型儲能參與現(xiàn)貨市場運行。在現(xiàn)貨市場競價交易中，低購高賣可獲取不錯的收益。
整體來看，新型儲能參與現(xiàn)貨市場仍在探索階段，地方性支持政策仍較少，電力現(xiàn)貨市場峰谷價差也有待進一步拉大，需要打通壁壘，讓儲能在能源保供的大潮中，真正的找到定位和適合的應用場景。
隨著獨立儲能在儲能項目建設(shè)中占比逐漸提升，其盈利模式也是行業(yè)持續(xù)關(guān)注的問題。
目前，容量租賃和調(diào)峰是獨立儲能最主要的收益來源，大多數(shù)獨立儲能項目依賴調(diào)峰或調(diào)頻市場獲得收益，政策變化和激烈的市場競爭都會對項目收益產(chǎn)生直接沖擊。
另外容量補償機制尚處于探索時期，補償價格及補償時期仍然期待政策進一步明確和完善。
