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，投運和備案公示的儲能項目數(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)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》（發(fā)改辦運行〔2022〕475號），進一步明確了對獨立儲能和配建儲能參與電力市場的支持機制，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，風(fēng)電、光伏快速發(fā)展，新能源的波動性和間歇性使電力系統(tǒng)對靈活性資源的需求進一步增加。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)展的第一個高潮。但電網(wǎng)側(cè)儲能實際運行收益遠不及預(yù)期，加之《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》等文件明確“電儲能設(shè)備成本費用不得計入輸配電定價成本”，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)出臺了強配儲能政策，配置要求大多為新能源裝機規(guī)模的10%、連續(xù)儲放電時長2小時，新疆、內(nèi)蒙配置要求相對較高，分別達到25%、4小時和15%、4小時。強配政策給儲能帶來了爆發(fā)式的發(fā)展，但是，從效果看，遠未達到政策目標(biāo)，“儲能曬太陽”“非獨立儲能結(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)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》、《關(guān)于鼓勵可再生能源發(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個共享儲能項目通過備案或公示，總裝機量超過13GW。
其實“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結(jié)算協(xié)議，在新能源電站限電時，由調(diào)度機構(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和支持，示范意義可能更多。
目前在多個地區(qū)推動的共享儲能并非“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”，儲能電站獨立運營，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，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）、容量電價補償四種，由于各地市場規(guī)則不同和儲能本身的運行特點，在大多數(shù)情況下儲能只能同時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。費用由儲能電站與新能源電站基于項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，而在實際操作中，建立一個真正的租賃市場比較困難，通常處于“有價無市”狀態(tài)，只能在發(fā)電集團內(nèi)部消化。
2022年4月，《河南省“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案（征求意見稿）》發(fā)布，要求市場化并網(wǎng)新能源項目按照不低于功率15%的掛鉤比例（時長4小時及以上）配建或購買儲能規(guī)模，并建議租賃費用標(biāo)準(zhǔn)為260元/kWh·年，新能源企業(yè)和儲能項目企業(yè)簽訂10年以上長期租賃協(xié)議或合同，集中共享式儲能項目企業(yè)通過租賃費用回收建設(shè)成本并獲得合理收益。如按260元/kWh·年計算，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)峰補償，為應(yīng)對大規(guī)模儲能進入市場的需求，各地政府紛紛出臺或調(diào)整補償政策標(biāo)準(zhǔn)，如新疆對充電電量的補償標(biāo)準(zhǔn)為0.55元/kW；東北采用市場報價方式，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)峰補償政策，儲能調(diào)峰的經(jīng)濟性還有待儲能成本進一步下降后才能逐步顯現(xiàn)。而且，由于補償標(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)頻補償細則。根據(jù)測算，主要的經(jīng)濟指標(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），對其運行安全和裝置壽命的影響尚無公認且精確的量化方法。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=本機組實測調(diào)節(jié)速率/控制區(qū)域內(nèi)所有機組平均調(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)率先推動四家獨立儲能電站參與現(xiàn)貨交易，根據(jù)山東電力交易中心公布的電力市場運行情況，目前山東日前現(xiàn)貨交易價格的峰谷差約為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，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)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》（發(fā)改辦運行〔2022〕475號）明確了儲能電站充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府基金及附加。在此之前，儲能電站視同電力用戶，應(yīng)付的電價中包含能量電價、輸配電價、容量電價、政府基金及附加、相應(yīng)稅費等，再考慮充放電效率等因素，實際度電收益在0.2—0.25元/kWh（以山東220kV大工業(yè)電價兩部制電價為標(biāo)準(zhǔn)，輸配電價為0.1169元/kWh，政府基金及附加為0.02716875元/kWh，容量補償電價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。
（四）容量電價補償
《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》（發(fā)改辦運行〔2022〕475號）給出了新型儲能獨立參與市場的政策鼓勵方向，但各地的落實情況還有待觀察，在當(dāng)前經(jīng)濟形勢下，給予儲能容量電價可能造成終端電價的上漲，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)濟較發(fā)達的區(qū)域已在探索儲能電站的容量電價機制。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，新增獨立儲能設(shè)施可按照有效充放電容量按月獲取容量補償?shù)囊?guī)定。2022年3月，山東發(fā)布《關(guān)于電力現(xiàn)貨市場容量補償電價有關(guān)事項的通知》，明確參與電力現(xiàn)貨市場的發(fā)電機組容量補償費用從用戶側(cè)收取，電價標(biāo)準(zhǔn)暫定為每千瓦時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)控中心的對外報告，2022年3月，四家儲能電站容量補償總費用為1348萬元（均為100MW/200MWh），保守測算每年補償費用約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)于進一步做好2022年下半年山東省電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行工作有關(guān)事項的通知》，對儲能的可用容量計算方式進行了調(diào)整，能夠獲得的容量補償將大幅減少；此外，本項政策有效期只有五年，對于壽命通常為10年的儲能電站，其運行中后期能否獲取補償是未知數(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)貨價格信號引導(dǎo)調(diào)峰；提供調(diào)頻服務(wù)的獨立儲能設(shè)施不再參與電能量市場出清），總投資4.3億元，考慮貸款、運維費用、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)平均充電價格為0.1元/kWh，平均放電價格為0.6元/kWh，每年充放300次，系統(tǒng)效率按90%計算，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. 租賃費用，按照300元/kW·年計算，假設(shè)能夠全部對外租賃，每年租賃費用收益為3000萬元；
3. 容量補償費用，按照300元/kW·年計算，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)互濟及用戶側(cè)的需求側(cè)響應(yīng)、電動汽車等。
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，火電增量嚴控，存量預(yù)計在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)時序和地點限制明顯，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。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)計在2035年前，磷酸鐵鋰電池循環(huán)壽命將達到20000次以上，彼時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《計及靈活性基于時序的“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、缺少政策性補貼和市場機制不完善的情況下，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)新型儲能項目收益主要依賴調(diào)峰補償，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)運營模式不完善是當(dāng)下的焦點。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成本、缺乏合理價格疏導(dǎo)機制的現(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，新型儲能的多時間尺度靈活性才能深刻得以展現(xiàn)，多元化價值才會充分體現(xiàn)。
但即使有了完善的市場機制，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)市場機制也將配套建立，當(dāng)前基于峰谷電價的套利模式和基于限價博弈的輔助服務(wù)競價策略將發(fā)生根本的變化，轉(zhuǎn)為根據(jù)現(xiàn)貨價格預(yù)測峰谷價格波動實現(xiàn)套利，以及基于機會成本決策在何時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)有更加清醒的認識，即：儲能不是一個投資型業(yè)務(wù)，而是極度依賴運營、通過精確預(yù)測與科學(xué)決策實現(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知。單一的儲能技術(shù)很難在技術(shù)性和經(jīng)濟性上適應(yīng)所有的應(yīng)用需求，將性能互補性強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)型儲能投資運營企業(yè)，才能在市場中不斷獲利，謀得發(fā)展機會。
