中國儲能網(wǎng)訊：6月7日，國家發(fā)展改革委辦公廳、國家能源局綜合司發(fā)布《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》。
通知中提出要建立完善適應(yīng)儲能參與的市場機制，鼓勵新型儲能自主選擇參與電力市場，堅持以市場化方式形成價格，持續(xù)完善調(diào)度運行機制，為新型儲能發(fā)展提供了又一良好契機。
十四五64GW儲能，如何盈利？
《通知》中提出新型儲能可獨立參與電力市場，意味著新型儲能商業(yè)模式日漸清晰。
近年來，從國家到地方各層面密集出臺一系列儲能利好政策，儲能技術(shù)進步迅猛，促使國內(nèi)大規(guī)模儲能項目陸續(xù)啟動。根據(jù)《儲能產(chǎn)業(yè)研究白皮書2022》，2021年中國新型儲能累計裝機容量年達(dá)5.73GW，同比增長74.5%。據(jù)北極星儲能網(wǎng)統(tǒng)計，截止到目前共有湖北、浙江、廣東、安徽、河北、內(nèi)蒙古等13個省市明確提出儲能規(guī)劃，到2025年新型儲能累計裝機超63.98GW，覆蓋了電化學(xué)儲能、壓縮空氣儲能、儲熱、儲氫等技術(shù)。也就是說，未來三年內(nèi)新型儲能將翻11倍，增速遠(yuǎn)超近五年。
隨著新型儲能份額不斷擴大，儲能如何賺錢成了頭等大事。雖然電力系統(tǒng)配置電化學(xué)儲能電站規(guī)劃導(dǎo)則中提出了電化學(xué)儲能具有調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)、削峰填谷、黑啟動等15種儲能收益渠道，但真正能夠參與并獲得收益的情況少之又少。
事實上，目前儲能商業(yè)化模式較為單一，存在著機制不完善、作用發(fā)揮不足、成本回收困難以及用戶投資積極性不高等問題，這就導(dǎo)致新型儲能運行所獲收益并沒有穩(wěn)定保障，儲能市場價值尚無法全面體現(xiàn)。
以當(dāng)下我國電化學(xué)儲能系統(tǒng)成本約1.8元/Wh為例，電池單次循環(huán)成本約為0.7元/kWh左右，這意味著在調(diào)峰應(yīng)用當(dāng)中，充放電電價差在0.7元/kWh以上儲能才具有經(jīng)濟性。結(jié)合目前市場來看，實際上符合條件、可以實現(xiàn)經(jīng)濟效益的儲能覆蓋區(qū)域還是較少。
儲能市場機制待完善
隨著項目建設(shè)規(guī)模的擴大，儲能電站面臨的挑戰(zhàn)也漸漸浮出水面，如何獲得市場獲益成為迫在眉睫的難題。
目前在全國儲能大市場中，山東、山西兩地儲能市場機制的較為超前。
2022年2月25日，海陽國電投、華電滕州新源、三峽新能源慶云3座獨立儲能電站成為首批參與電力現(xiàn)貨市場交易的儲能項目。截至5月，儲能電站充電最低價-0.08元/kWh，放電最高價1.074元/kWh，最大峰谷電價差達(dá)到0.856元/kWh，按照前面所說的充放電電價差在0.7元/kWh，則山東電站的收入還是很可觀的。
2022年6月，山東補充電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行相關(guān)規(guī)則，提出9月份起新型儲能可參與電力現(xiàn)貨交易，按月度可用容量給予適當(dāng)容量補償費用。在新能源發(fā)電充裕時段，容量補償電價基準(zhǔn)為0.991元/kWh*K1(K1取0-50%），在發(fā)電緊張時段，容量補償電價為基準(zhǔn)價0.991元/kWh*K2(K2取100%-160%）。該政策補充了山東儲能市場機制的空白。
2022年5月25日，山西電力一次調(diào)頻市場交易實施細(xì)則（試行）發(fā)布，文件提出新型儲能市場主體在進行一次調(diào)頻輔助服務(wù)過程中執(zhí)行充放電互抵政策，產(chǎn)生的電量損耗由市場主體自行承擔(dān)，電價為當(dāng)月實時現(xiàn)貨均價。獨立儲能運營商參與新能源企業(yè)的運行調(diào)度之外，剩余容量可繼續(xù)以獨立儲能身份參與一次調(diào)頻交易，補償價格范圍為5-10元/MW。
此次兩部委印發(fā)的《通知》中，明確提出獨立儲能輔助服務(wù)費用，應(yīng)按照“誰提供、誰獲利，誰受益、誰承擔(dān)”的原則，由發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體、電力用戶分?jǐn)?，這將加快推動獨立儲能參與中長期市場和現(xiàn)貨市場。而且文件鼓勵獨立儲能提供有功平衡、無功平衡和事故應(yīng)急及恢復(fù)等輔助服務(wù)；還要求各地落實儲能參與電力中長期市場、現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場等相關(guān)工作，同步建立輔助服務(wù)和容量電價補償機制并向用戶傳導(dǎo)，這意味著儲能收益方式將增加，變相使獨立儲能獲得更多賺錢路子。
而目前儲能市場上普遍只有調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)兩種，由此可見，儲能市場機制完善的道路任重而道遠(yuǎn)。
從源頭增加收入，縮短投資回收期
除了增加收益模式之外，儲能成本貴也仍然需要解決。
《通知》中提出，獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加。此舉相當(dāng)于變相拉大了峰谷價差，降低了儲能運行成本，提高了儲能收益，縮短了儲能項目投資回收期。
目前在國內(nèi)電力市場交易中，電費除了受用電量、電力調(diào)度、上網(wǎng)電價影響之外，還受輸配電價影響。而且據(jù)我國相關(guān)政策，區(qū)域電網(wǎng)容量電價作為上級電網(wǎng)分?jǐn)傎M用通過省級電網(wǎng)輸配電價回收。2021年來，電網(wǎng)企業(yè)代理工商業(yè)用戶購電成為一大趨勢，作為工商業(yè)儲能核算標(biāo)準(zhǔn)的峰谷電價也主要體現(xiàn)在各地電網(wǎng)代理購電價格中。兩部委的新政取消輸配電價將直接影響峰谷電價差。
電費=電量×（市場交易上網(wǎng)電價+輸配電價+政府性基金及附加）+輔助服務(wù)費用
以廣東珠三角地區(qū)為例，一般工商業(yè)10kV輸配電價0.2094元/kWh，政府性基金及附加0.0276元/kWh，如果相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加，則平段電價達(dá)到0.5197元/kWh，與此同時，高峰低谷電價按當(dāng)?shù)卣弑壤齽t變成0.883元/kWh、0.197元/kWh。電價峰谷比由原來的4.158:1，變成4.47:1，峰谷比拉大。
若獨立儲能電站按照最理想狀態(tài)在低谷時段進行充電，按照0.201元/kWh元進行付費，在高峰時段進行放電，按照1.267元/kWh收費，峰谷電價差將達(dá)到1.069元/kWh。儲能度電循環(huán)利潤相較于之前的0.9623元/kWh，增加了0.107元/kWh收益。即輸配電價對儲能收益的影響將受到峰谷電價浮動比例而變化，并不是直接扣除輸配電價和政府基金節(jié)約成本。
根據(jù)2022年6月全國各地電網(wǎng)企業(yè)代理購電價格，北極星儲能網(wǎng)梳理了全國各地110kV大工業(yè)電價兩部制電價中的輸配電價和政府性基金及附加發(fā)現(xiàn)，每個省份的輸配電價并不一致，并且根據(jù)當(dāng)?shù)厍闆r與季節(jié)會發(fā)生波動。
