中國儲能網(wǎng)訊：伴隨著我國“雙碳”目標(biāo)的提出，新型儲能技術(shù)受到廣泛關(guān)注，國家及各地政府支持性、指導(dǎo)性政策接踵而至，投運(yùn)和備案公示的儲能項(xiàng)目數(shù)量高速增長，但積累的問題也逐步顯現(xiàn)，除了安全與成本挑戰(zhàn)外，重點(diǎn)問題集中在商業(yè)模式方面。2022年6月7日，國家發(fā)改委和國家能源局公布《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通知》（發(fā)改辦運(yùn)行〔2022〕475號），進(jìn)一步明確了對獨(dú)立儲能和配建儲能參與電力市場的支持機(jī)制，為新型儲能打開了未來發(fā)展空間。本文梳理了我國新型儲能的市場情況，供讀者理清儲能的發(fā)展脈絡(luò)。
新型儲能發(fā)展歷程回顧
隨著能源革命與“雙碳”目標(biāo)的推進(jìn)，風(fēng)電、光伏快速發(fā)展，新能源的波動(dòng)性和間歇性使電力系統(tǒng)對靈活性資源的需求進(jìn)一步增加。由于抽水蓄能建設(shè)周期長、火電靈活性改造及需求側(cè)響應(yīng)的潛力挖掘不充分，而新型儲能建設(shè)周期短、選址簡單靈活，在行業(yè)的推動(dòng)下，新型儲能得到了各級政府的大力支持。
2018年前，國內(nèi)儲能發(fā)展相對緩慢，2018年到2019年初，國家電網(wǎng)先后在江蘇、河南等地投運(yùn)了百兆瓦級電網(wǎng)側(cè)儲能電站，帶來了儲能發(fā)展的第一個(gè)高潮。但電網(wǎng)側(cè)儲能實(shí)際運(yùn)行收益遠(yuǎn)不及預(yù)期，加之《輸配電定價(jià)成本監(jiān)審辦法》等文件明確“電儲能設(shè)備成本費(fèi)用不得計(jì)入輸配電定價(jià)成本”，電網(wǎng)側(cè)儲能在2019年緊急剎車。
在電網(wǎng)側(cè)儲能推動(dòng)受阻的情況下，相關(guān)利益方力促新能源企業(yè)為儲能發(fā)展買單。2019年至今，國內(nèi)主要省份都陸續(xù)出臺了強(qiáng)配儲能政策，配置要求大多為新能源裝機(jī)規(guī)模的10%、連續(xù)儲放電時(shí)長2小時(shí)，新疆、內(nèi)蒙配置要求相對較高，分別達(dá)到25%、4小時(shí)和15%、4小時(shí)。強(qiáng)配政策給儲能帶來了爆發(fā)式的發(fā)展，但是，從效果看，遠(yuǎn)未達(dá)到政策目標(biāo)，“儲能曬太陽”“非獨(dú)立儲能結(jié)算難”等問題也逐步顯現(xiàn)出來，與躍躍欲試的投資熱情形成了鮮明的對比。
2021年以來，《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》、《關(guān)于鼓勵(lì)可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》等政策確定了儲能獨(dú)立市場主體地位，指明租賃儲能容量可視作可再生能源儲能配額。新一輪的“共享儲能”熱由此而發(fā)，各地共享儲能政策頻出，截至目前，全國已有169個(gè)共享儲能項(xiàng)目通過備案或公示，總裝機(jī)量超過13GW。
其實(shí)“共享儲能”并非完全嶄新的概念，2017年國家能源局等五部門聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于促進(jìn)儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見》，其中提到鼓勵(lì)共建共享的儲能新業(yè)態(tài)發(fā)展。2018年5月國網(wǎng)青海電力首次正式提出“共享儲能”，主要源于降低當(dāng)?shù)匦履茉措娬緱夒娐实脑V求。其商業(yè)運(yùn)營起初主要采用“能力共享”的棄電交易方式，由儲能電站與新能源電站簽訂電費(fèi)結(jié)算協(xié)議，在新能源電站限電時(shí)，由調(diào)度機(jī)構(gòu)將棄風(fēng)、棄光電量存儲在共享儲能中，在用電高峰或有接納空間時(shí)釋放電能，儲能獲得售電收入并與新能源電站分享。在青海的棄電率得到緩解之后，為滿足儲能電站繼續(xù)生存發(fā)展的需要，相關(guān)方又提出直接調(diào)度方式，經(jīng)收益反算后給予0.75元/kWh的調(diào)峰補(bǔ)償（現(xiàn)已降為0.5元/kWh）。近些年來，青海的共享儲能又相繼做出了很多探索，使儲能獲得較高的利用率和收益水平，但理性來看，其成功背后離不開多方的大力推動(dòng)和支持，示范意義可能更多。
目前在多個(gè)地區(qū)推動(dòng)的共享儲能并非“能力共享”模式，而主要是金融性的“容量租賃”模式，即由新能源場站支付給儲能電站一定的容量租賃費(fèi)用（簽訂年度或多年協(xié)議）而換取建設(shè)指標(biāo)，在未改變配置比例的情況下“變投為租”，儲能電站獨(dú)立運(yùn)營，新能源電站不具有儲能使用權(quán)，不參與儲能電站的任何收益分享。
共享儲能的收益來源
共享儲能單體規(guī)模大，對電網(wǎng)調(diào)度響應(yīng)能力強(qiáng)，以目前主要推廣的“容量租賃”型儲能為例，其收益來源主要包括新能源電站支付的容量租賃費(fèi)用、輔助服務(wù)市場收益、電力現(xiàn)貨市場收益（峰谷套利）、容量電價(jià)補(bǔ)償四種，由于各地市場規(guī)則不同和儲能本身的運(yùn)行特點(diǎn)，在大多數(shù)情況下儲能只能同時(shí)獲得其中一到兩種收益。
（一）儲能容量租賃
目前國內(nèi)租賃費(fèi)用在250—350元/kW·年（如山東、陜西、湖南等地）之間，約占儲能預(yù)期年收益的1/3左右。費(fèi)用由儲能電站與新能源電站基于項(xiàng)目收益需求反算后共同協(xié)商，簽訂長期租賃協(xié)議。這一模式僅滿足新能源開發(fā)企業(yè)“換指標(biāo)”的需求，而在實(shí)際操作中，建立一個(gè)真正的租賃市場比較困難，通常處于“有價(jià)無市”狀態(tài)，只能在發(fā)電集團(tuán)內(nèi)部消化。
2022年4月，《河南省“十四五”新型儲能發(fā)展實(shí)施方案（征求意見稿）》發(fā)布，要求市場化并網(wǎng)新能源項(xiàng)目按照不低于功率15%的掛鉤比例（時(shí)長4小時(shí)及以上）配建或購買儲能規(guī)模，并建議租賃費(fèi)用標(biāo)準(zhǔn)為260元/kWh·年，新能源企業(yè)和儲能項(xiàng)目企業(yè)簽訂10年以上長期租賃協(xié)議或合同，集中共享式儲能項(xiàng)目企業(yè)通過租賃費(fèi)用回收建設(shè)成本并獲得合理收益。如按260元/kWh·年計(jì)算，租賃儲能電站將高于新能源場站自己投資儲能的成本，目前該征求意見稿爭議較大，落地存在一定的困難。
（二）提供輔助服務(wù)
儲能電站目前主要參與調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務(wù)，為電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行提供一定的支撐。
1. 調(diào)峰：儲能參與調(diào)峰的收益主要來自于調(diào)峰補(bǔ)償，為應(yīng)對大規(guī)模儲能進(jìn)入市場的需求，各地政府紛紛出臺或調(diào)整補(bǔ)償政策標(biāo)準(zhǔn)，如新疆對充電電量的補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)為0.55元/kW；東北采用市場報(bào)價(jià)方式，范圍在0.4元—1元/kWh之間。根據(jù)筆者測算，儲能（鋰電）的度電成本約0.6—0.8元/kWh，大約是抽水蓄能的3—4倍，參考各地的調(diào)峰補(bǔ)償政策，儲能調(diào)峰的經(jīng)濟(jì)性還有待儲能成本進(jìn)一步下降后才能逐步顯現(xiàn)。而且，由于補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)經(jīng)常修改，儲能能否從調(diào)峰服務(wù)中獲取持續(xù)穩(wěn)定的收入也存在不確定性。
2. 調(diào)頻：在調(diào)頻領(lǐng)域，新型儲能（如飛輪儲能、鋰電等）相對于傳統(tǒng)電源（火電、水電等）具有快速、精準(zhǔn)的優(yōu)勢。由于目前我國的電力輔助市場尚不完善，各地對于調(diào)頻補(bǔ)償?shù)恼呗杂胁顒e（多數(shù)針對二次調(diào)頻），福建、廣東、蒙西、山西、京津唐、山東、甘肅等省均出臺了調(diào)頻補(bǔ)償細(xì)則。根據(jù)測算，主要的經(jīng)濟(jì)指標(biāo)儲能調(diào)頻里程成本約6.34—9.08元/MW，調(diào)頻市場的競價(jià)范圍一般為0—12元/MW，具備一定的獲利空間。
但是用于調(diào)頻的儲能電池長期處于淺充淺放狀態(tài)，折合滿充滿放可達(dá)一年3000次（鋰電全壽命周期循環(huán)次數(shù)當(dāng)前大約6000—8000次），對其運(yùn)行安全和裝置壽命的影響尚無公認(rèn)且精確的量化方法。調(diào)頻也存在著市場空間有限的問題，隨著儲能規(guī)模的增加，儲能獲利困難也將隨之增加。以廣東調(diào)頻市場規(guī)則中的k1值（調(diào)節(jié)速率=本機(jī)組實(shí)測調(diào)節(jié)速率/控制區(qū)域內(nèi)所有機(jī)組平均調(diào)節(jié)速率）為例，當(dāng)前鋰電儲能相對其他調(diào)頻方式存在的明顯優(yōu)勢，將隨著新型儲能和其他靈活性資源的大規(guī)模進(jìn)入而逐漸稀釋。
（三）參與電力現(xiàn)貨市場（峰谷套利）
2022年3月，山東省在國內(nèi)率先推動(dòng)四家獨(dú)立儲能電站參與現(xiàn)貨交易，根據(jù)山東電力交易中心公布的電力市場運(yùn)行情況，目前山東日前現(xiàn)貨交易價(jià)格的峰谷差約為0.5—0.6元/kWh。若按照每天兩充兩放來測算，在峰谷差超過0.7元/kWh時(shí)，儲能才能夠覆蓋自身成本，顯然僅參與電力現(xiàn)貨市場是不能盈利的。
《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通知》（發(fā)改辦運(yùn)行〔2022〕475號）明確了儲能電站充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)和政府基金及附加。在此之前，儲能電站視同電力用戶，應(yīng)付的電價(jià)中包含能量電價(jià)、輸配電價(jià)、容量電價(jià)、政府基金及附加、相應(yīng)稅費(fèi)等，再考慮充放電效率等因素，實(shí)際度電收益在0.2—0.25元/kWh（以山東220kV大工業(yè)電價(jià)兩部制電價(jià)為標(biāo)準(zhǔn)，輸配電價(jià)為0.1169元/kWh，政府基金及附加為0.02716875元/kWh，容量補(bǔ)償電價(jià)0.0991元/kWh）。新政將使參與現(xiàn)貨市場的儲能電站增加收益0.1—0.2元/千瓦時(shí)。
（四）容量電價(jià)補(bǔ)償
《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通知》（發(fā)改辦運(yùn)行〔2022〕475號）給出了新型儲能獨(dú)立參與市場的政策鼓勵(lì)方向，但各地的落實(shí)情況還有待觀察，在當(dāng)前經(jīng)濟(jì)形勢下，給予儲能容量電價(jià)可能造成終端電價(jià)的上漲，絕大部分地區(qū)不具備條件；各地火電深調(diào)和需求側(cè)潛力等還未充分挖掘，要不要在當(dāng)下就給予儲能較多的市場蛋糕也值得探討。
部分經(jīng)濟(jì)較發(fā)達(dá)的區(qū)域已在探索儲能電站的容量電價(jià)機(jī)制。2022年2月，山東印發(fā)《關(guān)于做好2022年山東省電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運(yùn)行有關(guān)工作的通知》，修訂電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則，新增獨(dú)立儲能設(shè)施可按照有效充放電容量按月獲取容量補(bǔ)償?shù)囊?guī)定。2022年3月，山東發(fā)布《關(guān)于電力現(xiàn)貨市場容量補(bǔ)償電價(jià)有關(guān)事項(xiàng)的通知》，明確參與電力現(xiàn)貨市場的發(fā)電機(jī)組容量補(bǔ)償費(fèi)用從用戶側(cè)收取，電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)暫定為每千瓦時(shí)0.0991元（含稅），有效期至2026年12月31日。
根據(jù)山東省電力調(diào)控中心的對外報(bào)告，2022年3月，四家儲能電站容量補(bǔ)償總費(fèi)用為1348萬元（均為100MW/200MWh），保守測算每年補(bǔ)償費(fèi)用約300元/kW，收益相對可觀；但隨著市場主體的增多，存在下降趨勢，2022年6月，山東發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步做好2022年下半年山東省電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運(yùn)行工作有關(guān)事項(xiàng)的通知》，對儲能的可用容量計(jì)算方式進(jìn)行了調(diào)整，能夠獲得的容量補(bǔ)償將大幅減少；此外，本項(xiàng)政策有效期只有五年，對于壽命通常為10年的儲能電站，其運(yùn)行中后期能否獲取補(bǔ)償是未知數(shù)。
算例：
不同地區(qū)，儲能的相關(guān)市場政策不一，山東獨(dú)立儲能可獲得的收益渠道相對較多，以一座220kV并網(wǎng)的100MW/200MWh鋰電池儲能電站為例（調(diào)峰輔助服務(wù)市場取消，改為靠現(xiàn)貨價(jià)格信號引導(dǎo)調(diào)峰；提供調(diào)頻服務(wù)的獨(dú)立儲能設(shè)施不再參與電能量市場出清），總投資4.3億元，考慮貸款、運(yùn)維費(fèi)用、折舊等，年均支出約為5300萬元，儲能可獲得三類收益：
1. 參與電力現(xiàn)貨市場，假設(shè)平均充電價(jià)格為0.1元/kWh，平均放電價(jià)格為0.6元/kWh，每年充放300次，系統(tǒng)效率按90%計(jì)算，每年可獲取收益約1959萬元。
［0.6*0.9-0.1-0.0991-（0.1169+0.0271）*（1-0.9）］*20*300=1959萬元
2. 租賃費(fèi)用，按照300元/kW·年計(jì)算，假設(shè)能夠全部對外租賃，每年租賃費(fèi)用收益為3000萬元；
3. 容量補(bǔ)償費(fèi)用，按照300元/kW·年計(jì)算，每年獲得收益為3000萬元。
按照最理想的情況，如果以上3種收益都能獲得且不變，全年累計(jì)獲得收益約為7959萬元，則儲能電站是可以盈利的，但在當(dāng)下的實(shí)際情況相差很大。
儲能的競品與市場空間
為了保持電力供需動(dòng)態(tài)平衡，電力系統(tǒng)需要有各類靈活性資源作為支撐以應(yīng)對電源、電網(wǎng)及負(fù)荷不確定性的能力。儲能本質(zhì)上是一種靈活性資源，其他靈活性資源包括源側(cè)的煤電、氣電、水電、電網(wǎng)側(cè)的靈活輸電、互聯(lián)互濟(jì)及用戶側(cè)的需求側(cè)響應(yīng)、電動(dòng)汽車等。
從當(dāng)前技術(shù)成本看，火電靈活性改造的調(diào)節(jié)成本約0.11—0.23元/kWh（深度調(diào)峰成本更高），抽水蓄能約0.2—0.3元/kWh，磷酸鐵鋰儲能（新型儲能中度電價(jià)格最低的技術(shù)形式）成本約0.6—0.8元/kWh。從當(dāng)前技術(shù)成本看，火電靈活性改造仍是最優(yōu)方式，其次為抽水蓄能，新型儲能成本還須進(jìn)一步下降才有競爭力。
從應(yīng)用空間看，在雙碳要求下，火電增量嚴(yán)控，存量預(yù)計(jì)在2035年大量退役，在火電逐步退役的情況下，火電靈活性改造空間將逐漸縮??；抽水蓄能受建設(shè)時(shí)序和地點(diǎn)限制明顯，可新增開發(fā)空間有限。在2035年前，仍應(yīng)繼續(xù)挖掘火電靈活性改造和抽水蓄能的潛力，同時(shí)關(guān)注新型儲能成本下降趨勢，找到新型儲能與抽水蓄能的成本交叉點(diǎn)。由于上游原材料緊缺，磷酸鐵鋰等新型儲能技術(shù)成本下降緩慢，但技術(shù)提升空間較大，我們預(yù)計(jì)在2035年前，磷酸鐵鋰電池循環(huán)壽命將達(dá)到20000次以上，彼時(shí)新型儲能成本將有望與抽水蓄能拉平。
除了源側(cè)、用戶側(cè)等靈活性資源外，發(fā)揮電網(wǎng)互聯(lián)互濟(jì)的潛力也不容小覷。根據(jù)全球能源互聯(lián)網(wǎng)發(fā)展合作組織、清華大學(xué)在《計(jì)及靈活性基于時(shí)序的“十四五”儲能需求分析》的分析，如充分發(fā)揮區(qū)間聯(lián)絡(luò)線的靈活調(diào)節(jié)能力，全國并不需要配置儲能，棄風(fēng)棄光率分別為6.8%和5.5%，全國用電成本為0.312元/kWh，如將棄風(fēng)棄光率控制在5%以內(nèi)，全國需加裝儲能2830萬千瓦，綜合度電成本將提高0.004元/kWh。由此可見，充分發(fā)揮電網(wǎng)互聯(lián)互濟(jì)的調(diào)節(jié)能力，將大幅減少儲能的配置需求，降低全國用電成本，在不強(qiáng)行要求各地5%的限電率目標(biāo)下，一定程度的棄風(fēng)、棄光也是降低系統(tǒng)用電成本的合理選擇。
綜合來看，未來5—10年，儲能的應(yīng)用更像是在更高性價(jià)比的靈活性資源不能得到充分挖掘和建設(shè)下的過渡性選擇。在投資成本相對較高、缺少政策性補(bǔ)貼和市場機(jī)制不完善的情況下，其是否能夠獲得較好收益不言自明。
對儲能未來發(fā)展的思考
目前大多數(shù)新型儲能項(xiàng)目收益主要依賴調(diào)峰補(bǔ)償，盈利空間有限，且輔助服務(wù)尚未完全脫離發(fā)電企業(yè)間的“零和博弈”，商業(yè)運(yùn)營模式不完善是當(dāng)下的焦點(diǎn)。只有讓儲能回歸商品屬性，讓市場決定儲能的合理優(yōu)化配置，才能解決當(dāng)前單純由新能源背負(fù)成本、缺乏合理價(jià)格疏導(dǎo)機(jī)制的現(xiàn)狀；也只有廣泛參與電力市場讓儲能獲得多場景的疊加效益，新型儲能的多時(shí)間尺度靈活性才能深刻得以展現(xiàn)，多元化價(jià)值才會充分體現(xiàn)。
但即使有了完善的市場機(jī)制，也并不意味著儲能就“高枕無憂”，隨著各地現(xiàn)貨市場的落地，相應(yīng)的輔助服務(wù)市場機(jī)制也將配套建立，當(dāng)前基于峰谷電價(jià)的套利模式和基于限價(jià)博弈的輔助服務(wù)競價(jià)策略將發(fā)生根本的變化，轉(zhuǎn)為根據(jù)現(xiàn)貨價(jià)格預(yù)測峰谷價(jià)格波動(dòng)實(shí)現(xiàn)套利，以及基于機(jī)會成本決策在何時(shí)以什么容量比例來參與電能量市場和各類輔助服務(wù)市場。從業(yè)者需要對儲能業(yè)務(wù)有更加清醒的認(rèn)識，即：儲能不是一個(gè)投資型業(yè)務(wù)，而是極度依賴運(yùn)營、通過精確預(yù)測與科學(xué)決策實(shí)現(xiàn)盈利的“競技型”業(yè)務(wù)，這與新能源電站投資建設(shè)業(yè)務(wù)有本質(zhì)的區(qū)別。
另外，儲能并非鋰電一種技術(shù)，應(yīng)改變當(dāng)前提到儲能就是電化學(xué)儲能，提到電化學(xué)儲能就是磷酸鐵鋰電池的認(rèn)知。單一的儲能技術(shù)很難在技術(shù)性和經(jīng)濟(jì)性上適應(yīng)所有的應(yīng)用需求，將性能互補(bǔ)性強(qiáng)的兩種或以上儲能技術(shù)混合使用，才能取得更好的應(yīng)用效果。未來，只有那些能夠深刻理解各種儲能技術(shù)特性，科學(xué)規(guī)劃和利用混合儲能技術(shù)，并且深挖市場規(guī)則，將儲能參與多類市場的運(yùn)行控制技術(shù)和投標(biāo)策略優(yōu)化技術(shù)充分結(jié)合起來的技術(shù)型儲能投資運(yùn)營企業(yè)，才能在市場中不斷獲利，謀得發(fā)展機(jī)會。
