中國儲能網(wǎng)訊：新型儲能的經(jīng)濟(jì)性一直是行業(yè)中備受關(guān)注和備受爭議的話題。雖然鋰離子電池儲能項(xiàng)目的成本已從產(chǎn)業(yè)化初期的約3元/Wh降至現(xiàn)今的約1.3元/Wh，儲能項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性仍然是阻礙其大規(guī)模產(chǎn)業(yè)化的最大障礙，“儲能項(xiàng)目不賺錢”這一觀點(diǎn)仍在行業(yè)從業(yè)者之間廣為流傳。造成這一窘境的原因是多方面的，但是主要可歸因?yàn)橐韵氯c(diǎn)：（1）儲能在電網(wǎng)中身份不明確，價(jià)值難以衡量，成本難以分?jǐn)傁?；?）理想商業(yè)模式難以實(shí)現(xiàn)，“300天、每天兩充兩放”這一運(yùn)行條件難以達(dá)成；（3）利用率低下，據(jù)中電聯(lián)調(diào)研，儲能項(xiàng)目平均利用率僅為12.2%。
暫時(shí)拋開市場條件與政策環(huán)境等外部因素，單從儲能自身角度出發(fā)，技術(shù)成本仍偏高是一方面，盈利模式單一化、理想化也是儲能項(xiàng)目商業(yè)化難題的重要原因。在過去幾年的投建的儲能項(xiàng)目中，基于峰谷套利的“每年運(yùn)行300天，每天進(jìn)行兩充兩放”（對標(biāo)大部分地區(qū)兩峰兩谷的符合特性）成為了大部分項(xiàng)目商業(yè)計(jì)劃的“標(biāo)配”，然而實(shí)際運(yùn)行下來，每年運(yùn)行260天，平均每天1.5次充放，就已經(jīng)是非常理想的運(yùn)行狀態(tài)了，更不提當(dāng)下全國裝機(jī)量最大的新能源配儲（裝機(jī)占比49.7%）利用率僅為6.1%。因此，在現(xiàn)有的外部環(huán)境下，儲能想要實(shí)現(xiàn)真正的商業(yè)化，必須擺脫“300天、兩充兩放”的定式思維，立足于實(shí)際應(yīng)用場景，積極拓展業(yè)務(wù)模式與營收路徑。
我們在《聚焦長時(shí)儲能系列一：新型長時(shí)儲能（LDES）產(chǎn)業(yè)總覽》中提到的新型長時(shí)儲能（以下簡稱LDES），有望在經(jīng)濟(jì)性方面解決鋰電儲能所面臨的困境。首先在技術(shù)成本方面，由于不適用鋰、鎳、鈷、錳等稀有原材料，一部分LDES技術(shù)的理論成本在產(chǎn)業(yè)化初期就已低于鋰電儲能，考慮到大規(guī)模產(chǎn)業(yè)化后的降本潛力，LDES很有可能在技術(shù)成本，特別是大規(guī)模儲能應(yīng)用的成本上遠(yuǎn)優(yōu)于鋰電池。其次，與從電動汽車“轉(zhuǎn)業(yè)”而來的鋰電不同，大部分LDES技術(shù)（例如液流電池、重力儲能、氫能等）在技術(shù)開發(fā)初期就充分考慮電網(wǎng)應(yīng)用的特性，在技術(shù)層面可以提供的服務(wù)不局限于峰谷套利，可以滿足電網(wǎng)在輔助服務(wù)方面的各種需求。在西方市場化程度高的電力市場中，電網(wǎng)輔助服務(wù)已經(jīng)成為一塊龐大的市場，隨著我國電力現(xiàn)貨市場的發(fā)展，LDES無疑將憑借這一趨勢形成更加多元化的營收模式。
LDES有著明確的降本路徑
我們在上一篇文章中提到過，LDES如果想在行業(yè)中大規(guī)模鋪開，需要在經(jīng)濟(jì)性上有較強(qiáng)的競爭力，特別是在大規(guī)模（>100MWh）長時(shí)（>4h、數(shù)天、數(shù)周）儲能應(yīng)用方面，需要具備優(yōu)于鋰電儲能的經(jīng)濟(jì)成本。雖然當(dāng)前處于產(chǎn)業(yè)化初期的LDES成本仍高于鋰電儲能，但是其自身不依賴稀有元素，且具有規(guī)模化后邊際成本遞減的效應(yīng)，所以LDES在大規(guī)模產(chǎn)業(yè)化后有望實(shí)現(xiàn)比傳統(tǒng)鋰電更低的技術(shù)成本。
衡量LDES成本的指標(biāo)與傳統(tǒng)儲能類似，具體有容量成本（元/kWh）、能量成本（元/kW）、運(yùn)維成本（元/kW-年）以及系統(tǒng)效率成本，由于LDES主要應(yīng)用在電能的長時(shí)存儲，容量成本是最合適的成本指標(biāo)。根據(jù)LDES協(xié)會對行業(yè)的分析，影響LDES成本的因素可分為以下兩大類：（1）從產(chǎn)業(yè)角度出發(fā)：產(chǎn)業(yè)布局、供應(yīng)商、供應(yīng)鏈發(fā)展程度；（2）從設(shè)備制造商角度出發(fā)：生產(chǎn)技術(shù)進(jìn)步及產(chǎn)量規(guī)模。進(jìn)一步細(xì)分可分為如下幾類：（1）儲能技術(shù)、土建、行政許可、勞動力相關(guān)成本；（2）工程設(shè)計(jì)、裝備定制、項(xiàng)目管理等項(xiàng)目相關(guān)成本；（3）存儲介質(zhì)、運(yùn)營耗材、物流成本；（4）商務(wù)、培訓(xùn)等其他成本。預(yù)計(jì)到2025年，上述細(xì)分項(xiàng)在LDES成本中的占比以及敏感度如圖1所示。
大部分LDES技術(shù)與現(xiàn)有的新能源、水電、儲能技術(shù)同源，因此其降本路徑很大程度上可以參考現(xiàn)有能源產(chǎn)業(yè)。在過去的產(chǎn)業(yè)發(fā)展中，光伏風(fēng)電裝機(jī)量翻倍使其技術(shù)成本降低了18%~24%，參考這一歷史數(shù)據(jù)，LDES協(xié)會預(yù)測LDES的降本速度會在12%~18%之間，不同技術(shù)路線之間會有差異，具體參考圖2。
LCOS不是衡量LDES經(jīng)濟(jì)性的最優(yōu)指標(biāo)
平準(zhǔn)化儲能成本LCOS是將儲能全生命周期的成本除以其全生命周期總放電量而得到的標(biāo)準(zhǔn)化成本，反應(yīng)了儲能項(xiàng)目盈虧平衡時(shí)的電價(jià)，該指標(biāo)與其他發(fā)電技術(shù)的LCOE類似，可用于比較不同儲能技術(shù)路線的經(jīng)濟(jì)性，其計(jì)算公式概括如下。
其中建設(shè)成本主要由LDES設(shè)備本身及其輔助系統(tǒng)的資本支出構(gòu)成，運(yùn)營成本主要由運(yùn)維成本（O&M）和補(bǔ)充儲能介質(zhì)損耗的費(fèi)用構(gòu)成，充電成本主要受系統(tǒng)效率以及充電電價(jià)影響。雖然計(jì)算公式相同，但是LDES在實(shí)際計(jì)算LCOS時(shí)與傳統(tǒng)鋰電儲能有著顯著的差別。首先由于LDES的運(yùn)營周期（30~40年）顯著長于鋰電儲能，且儲能介質(zhì)更換簡易，因此運(yùn)營成本和充電成本在LDES總成本中的占比要顯著高于鋰電儲能。此外，正如LCOE難以準(zhǔn)確衡量可調(diào)度電廠的經(jīng)濟(jì)性一樣，LCOS在部分情況下也不能準(zhǔn)量LDES的經(jīng)濟(jì)性，這主要由LDES多元化的運(yùn)行模式造成。如果LDES頻繁參與到容量租賃或者調(diào)頻、旋轉(zhuǎn)備用等電網(wǎng)輔助服務(wù)當(dāng)中（這些情況下儲能的營收不直接以放電量來衡量），則全生命周期放電量就不能準(zhǔn)確反映項(xiàng)目運(yùn)行情況，由于這種情況下循環(huán)次數(shù)、單次充放電量不確定，因此總放電量也難以估算。我們前文提到，LDES若想實(shí)現(xiàn)良好的經(jīng)濟(jì)性，則必須采取這種多元化的營收方式，因此LCOS很可能并不是衡量LDES經(jīng)濟(jì)性的最佳指標(biāo)，容量成本（元/kWh）可能更適合用來橫向?qū)Ρ萀DES各技術(shù)路線與其他儲能技術(shù)。
LDES商業(yè)模式案例
我國電力行業(yè)市場化仍處于推進(jìn)過程當(dāng)中，很多儲能項(xiàng)目雖然在技術(shù)層面已經(jīng)可以實(shí)現(xiàn)多樣化的商業(yè)營收模式，但是受限于政策市場環(huán)境，想要實(shí)現(xiàn)前文提到的多途徑營收還需要一定的過程。相對較而言海外電力市場有著更加開放的政策與成熟的環(huán)境，部分儲能的商業(yè)模式已在海外得到實(shí)踐，LDES協(xié)會基于海外電力市場環(huán)境列舉了一系列適用于LDES的潛在商業(yè)模式，下文將做簡要介紹。值得注意的是，這些商業(yè)模式均不以峰谷套利作為自己的主要收入來源，且均通過多種途徑實(shí)現(xiàn)營收。
1.澳洲新能源PPA
在澳洲的電力市場環(huán)境下，能源供應(yīng)的穩(wěn)定性、可預(yù)測性是影響購電協(xié)議（PPA）簽訂的重要因素。大部分電力用戶簽訂購電長協(xié)的初衷是想對沖電量、電價(jià)的不確定性，因此發(fā)電方電力供應(yīng)能力越穩(wěn)定，則越有可能談得更有利的PPA條款。然而新能源天生具有隨機(jī)性、波動性與不確定性，與電力用戶簽訂PPA的初衷相悖，因此嚴(yán)重降低了新能源發(fā)電方在簽訂PPA時(shí)所能鎖定的收益。
為解決這一問題，澳洲的新能源開發(fā)商/業(yè)主考慮通過配套建設(shè)LDES提升自身電力供應(yīng)的可靠性，從而在簽訂PPA時(shí)能夠談得更有利的條款，提前鎖定更高的收益。同時(shí)，隨著澳洲新能源裝機(jī)占比的提升，新能源消納、電網(wǎng)輔助服務(wù)等需求也在逐步擴(kuò)大，配裝的LDES也可參與到這些市場當(dāng)中。該商業(yè)模式的經(jīng)濟(jì)性如下圖所示：
該項(xiàng)目的IRR在6.5 ~8%，主要營收來源于為購電協(xié)議前期談判提供穩(wěn)定發(fā)電量而產(chǎn)生的額外PPA收入，占比在70%~90%，因此項(xiàng)目整體收益受當(dāng)?shù)豍PA價(jià)格影響最大。新能源消納與輔助服務(wù)在理想條件下收入占比超過30%，也是收入的重要組成部分。
2.美國孤島區(qū)域電網(wǎng)
美國大部分島嶼遠(yuǎn)離大陸，與主電網(wǎng)分離，主要依靠煤炭/燃油發(fā)電機(jī)提供電能。隨著市場環(huán)境與國際形勢變化，這些島嶼的用電成本持續(xù)上漲。與此同時(shí)，這些島嶼往往擁有著豐富的光伏與海風(fēng)資源，因此將依賴傳統(tǒng)能源的區(qū)域電網(wǎng)改建成以可再生能源為主的新型電網(wǎng)成為了可行的方案。隨著新能源發(fā)電的增加以及傳統(tǒng)能源的減少，這些孤島電網(wǎng)也將面臨更大的安全與穩(wěn)定性問題。
在孤島電網(wǎng)中配置儲能可有效解決新能源穩(wěn)定性問題，然而按電網(wǎng)需求全部配置鋰電儲能的話會大幅提高建設(shè)成本，若想采用更經(jīng)濟(jì)的方式實(shí)現(xiàn)能源轉(zhuǎn)型，可采用鋰電儲能+LDES的混合型方案。根據(jù)LDES協(xié)會測算，該情景下混合型方案的LCOS比單獨(dú)的鋰電或者LDES方案都要低。項(xiàng)目也可采取分期建設(shè)的模式，先通過建設(shè)新能源+鋰電儲能滿足島嶼短期用電需求，再通過建設(shè)LDES以及剩余新能源裝機(jī)來實(shí)現(xiàn)長期的用電需求。該方案的經(jīng)濟(jì)參數(shù)如圖所示：
該項(xiàng)目的IRR為7 ~12%，主要營收體現(xiàn)在為電網(wǎng)改造所節(jié)省的成本。電網(wǎng)新能源轉(zhuǎn)型后所帶來的碳減排收益也是項(xiàng)目收益的重要組成部分。
3.印度響應(yīng)型調(diào)峰電站
當(dāng)前印度的電力系統(tǒng)仍以傳統(tǒng)能源為主，超過70%的發(fā)電為傳統(tǒng)能源，且電網(wǎng)建設(shè)落后，電力供需失衡頻繁。印度在國際社會上承諾至2030年建設(shè)超過500GW的可再生能源發(fā)電，該裝機(jī)量是其現(xiàn)有水平的5倍，屆時(shí)印度電網(wǎng)的穩(wěn)定性問題會更加嚴(yán)重。在這種情形下，廣泛部署可被靈活調(diào)用的調(diào)峰電站可以極大改善印度的電網(wǎng)問題。
本商業(yè)通過一個(gè)8h,300MW/1800MWh的新型抽水蓄能（LDES的一條技術(shù)路線），搭配600MW裝機(jī)總量的風(fēng)電、光伏混合發(fā)電來構(gòu)成一個(gè)調(diào)峰電站。新能源與新型抽蓄組成的整體系統(tǒng)既可以在電力供需失衡時(shí)參與削峰填谷，也可以在正常時(shí)段直接通過新能源發(fā)電上網(wǎng)。項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性如下圖所示：
該項(xiàng)目的IRR為10 ~12%，主要收入來源于用電高峰時(shí)的電力供應(yīng)以及直接通過新能源發(fā)電，新型抽蓄也可以通過參與旋轉(zhuǎn)備用等輔助服務(wù)增厚收益。
