中國儲能網訊：儲能日漸成為電力市場交易體系中的一類重要新型主體，如何從商業(yè)模式層面挖掘新型儲能經濟性價值備受市場關注。從目前電力市場運行情況看，可以說除新能源電源側配儲能、火儲聯合模式以外，獨立共享儲能等新模式仍處于試點探索階段。為此，有必要對現有及潛在的新型儲能商業(yè)模式進行梳理，首先是儲能作為獨立主體參與電力市場化交易，其次是儲能與源、網、荷任意一側結合發(fā)展。同時，需將新型儲能商業(yè)模式與全國電力市場改革推進步驟相結合進行分析。
從中國電力市場改革進程看，自2002年啟動電改以來，已實現“廠網分離”，引入中長期市場，電能量交易市場機制逐步確立。2015年中國啟動新一輪電改后，輔助服務市場在各省市區(qū)域電力市場加速形成，更有利于保障電力系統穩(wěn)定安全運行、提高電能質量。截至2021年底，各省級電力系統均已建立輔助服務市場運行規(guī)則。同時，現貨交易市場將成為中國電力市場必不可少的組成部分，截至2022年底，全國已有17個?。ㄊ校﹩蝇F貨交易試點，其他省份也在籌備搭建現貨交易平臺，此舉勢必更加有利于新能源、獨立儲能等主體參與電力市場。此外，容量市場已有試點交易，但與金融市場一樣尚未形成具體規(guī)劃。
1.獨立儲能商業(yè)模式
在獨立儲能模式下，儲能電站以獨立主體身份直接與電力調度機構簽訂并網調度協議，不受位置限制，區(qū)別于與新能源聯合或與火電廠聯合。在中國電改背景下，獨立儲能一方面可以通過共享租賃模式參與中長期市場交易，另一方面可以通過共享儲能、雙邊交易、單邊調用、虛擬電廠等模式參與輔助服務市場并從中獲利。
當前全國及地方進展、電改進程以及與新型儲能商業(yè)模式之間的聯系可歸納為圖1。其中，全國已推行的獨立儲能項目主要采取以下幾類商業(yè)運營模式或交易模式。
1.1共享租賃
共享租賃屬于獨立儲能實際運行過程中的一種商業(yè)模式，即儲能項目的投資方或業(yè)主將儲能系統的功率和容量以商品形式租賃給源、網、荷側的目標用戶，秉承“誰受益、誰付費”的原則向承租方收取租金，具體可以包含設備使用費、運維費用、軟件費用、安裝成本、稅費等；其客戶可以是大規(guī)模公共事業(yè)電網、獨立發(fā)電企業(yè)、工商業(yè)用戶、離網型能源用戶等不同類型的。在電網統一調度下，該模式既有利于實現對儲能電站資源的優(yōu)化配置，又有助于承租方節(jié)省配儲能所需的原始資金投入。該模式可概括為圖2。
從具體實踐看，共享租賃收益是目前大部分獨立儲能電站最核心且較穩(wěn)定的收益來源。當前各地的容量租賃費用不等，一般在200～350元/（kW·h·a）。例如：河南省最新制定“十四五”獨立儲能容量租賃費用標準為200元/（kW·h·a），山東省為330元/（kW·h·a），湖南省容量租賃費用較高，為450～600元/（kW·h·a）；國家電投山東海陽101MW/202MW·h儲能電站項目，將儲能容量全部租賃給海上風電及周邊新能源企業(yè)，在獲取租賃收益的同時降低了新能源場站棄光棄風率。
1.2雙邊交易
獨立儲能電站與新能源電站可通過雙邊協商或雙邊競價進行電力市場化交易。儲能電站作為調峰資源的提供方（即賣方），發(fā)揮“蓄水池”功能進行“低充高放”，新能源電站則是調峰資源的購買方；“買賣雙方”優(yōu)先進行雙邊協商，再進行雙邊競價（最后也可能出現電網單邊調用）。其中，雙邊協商即儲能電站與新能源電站雙方自行協商，達成電量、電價交易結果并簽訂合約；雙邊競價即儲能電站與新能源電站雙方通過交易平臺申報電量、電價，采取雙向報價的形式，交易平臺根據買賣雙方報價排序、價差等進行市場出清。該模式可概括為圖3。
從具體實踐看，雙邊交易模式主要在青海等新能源消納形勢嚴峻的區(qū)域電力市場進行了實際運作。例如：2021年8月至年底，青海海西格爾木美滿科技有限公司的3.2萬kW6.4萬kWh儲能電站與格爾木·京能新能源有限公司的6×104kW光伏電站簽訂雙邊協商市場化交易合約。
1.3單邊調用
單邊調用模式一般是指電網單邊調用獨立儲能電站，儲能電站通過提供調峰、調頻等輔助服務從而獲得輔助服務收益。即市場競價出清后，若仍存在調峰需求（比如新能源電站方面），則電網直接調用單邊市場出清，按調峰資源提供者（比如獨立儲能電站方面）由低到高報價依次出清。從具體實踐看，通過單邊調用參與電力輔助服務，儲能電站獲取調峰、調頻服務費等的模式，主要以寧夏、山東、青海、甘肅等省份為代表。該模式可概括為圖4。
1.4現貨套利
在電力現貨試點省份，獨立儲能電站可利用分時價差，通過參與電力現貨市場實現峰谷價差套利，既有利于自身盈利，又有利于新能源消納。從市場環(huán)境看，獨立儲能參與電力現貨市場交易機制尚處于起步期，國家能源局綜合司2022年11月發(fā)布的《電力現貨市場基本規(guī)則（征求意見稿）》提出，要推動儲能等新興市場主體參與交易。就目前試行的電力現貨交易市場運行規(guī)則看，交易主體通過省級交易平臺，在電力調度機構的安排下，經市場申報、信息發(fā)布等流程，在日前市場、日內市場、實時市場等主要輔助服務市場中實現市場出清（見圖5）。
從具體實踐看，截至2022年底，全國共有17個省級（區(qū)域）電力市場啟動了電力現貨交易試點，分別是2017年公布第一批8個試點、2021年公布第二批5個試點，2022年進一步擴展至南網區(qū)域———廣東、廣西、云南、貴州、海南五省區(qū)。獨立儲能參與現貨交易仍處于初期設計階段，2022年，山東是全國最先推行獨立儲能參與現貨交易的試點省份，寧夏、湖南緊隨其后。山東首批參與電力現貨交易的獨立儲能電站如表1所示。
1.5容量電價補償
容量電價補償模式是針對容量市場提出的一種解決方案，即各地國網電力公司、電力交易中心等有關部門，按照容量補償電價，定期向電力用戶收取容量電費，并將一定比例的費用補償給獨立儲能等市場機組。容量補償機制的收入相對固定，但補償費用有限，對電站成本回收的效果極小，往往不能作為項目的主要盈利模式。該模式可概括為圖6。從具體實踐看，該機制目前主要在山東、青海等地試行。
2.電源側新型儲能商業(yè)模式
電源側新型儲能的商業(yè)模式可分為與新能源發(fā)電機組或與常規(guī)火電機組聯合配置，前者主要通過降低棄風棄光電量增加電費收入，減少“兩個細則”考核支出，通過支撐新能源電站參與電力現貨和輔助服務市場而獲取收益；后者主要通過提高電廠調頻響應能力、參與調頻輔助服務而獲取收益。
2.1與新能源聯合
新能源電源側配儲能的現行商業(yè)模式可概括為“強制安裝+有效激勵手段+補貼”，例如風儲、光儲、風光儲多能互補等具體形式。風電、光伏電站根據政府主管部門要求，在場區(qū)內建設儲能設施，作為新能源電站的配套設備。這樣做的主要目的是解決棄風棄光問題，或利用儲能電站上網電量獲得補貼，或將多余的儲能空間用于電網側調頻調峰、參與輔助服務，獲取更高收益。該模式可概括為圖7。
從項目層面看，截至2022年10月，除港、澳、臺外已有約23個省、自治區(qū)或直轄市明確要求并網新能源項目按一定功率配比配置發(fā)電側儲能，主管部門在項目審批、并網等環(huán)節(jié)對新能源電源側配儲能項目給予一定傾斜。此外，據不完全統計，截至2022年7月，全國有24個省級、市級、街道等級別的主管部門出臺了針對儲能項目的相關補貼政策，即給予發(fā)電側儲能發(fā)售電量一定補貼，以提升其經濟性。
2.2與火電聯合
與火電聯合是指儲能電站安裝在電廠內，火電機組配置儲能后，AGC（AutomaticGenerationControl，自動發(fā)電控制）調頻考核主要指標———Kp參數值提升明顯，火電機組獲得更多的輔助服務補償，儲能設備廠商與電廠之間可以共享所獲得AGC調頻收益（見圖8）。
從項目層面看，2018年以來，在各地輔助服務政策的支持下，火儲聯合調頻成為國內儲能行業(yè)為數不多、門檻較高且“率先實現商業(yè)化”的一種運營模式，代表項目有內蒙古上都電廠蓄電池儲能輔助AGC調頻項目、國電投江西新昌18MW/9MW·h儲能調頻、華潤智慧能源24MW儲能調頻項目等，它們均采用儲能輔助火電AGC調頻并分享收益的模式（見表2）。
3.負荷側新型儲能商業(yè)模式
負荷側新型儲能商業(yè)模式，主要是依托分布式新能源、微電網、增量配網等建設方式，儲能在其中發(fā)揮支撐分布式供能系統建設、提供定制化用能服務、提升用戶靈活調節(jié)能力等作用，同時通過參與電力現貨市場或利用峰谷價差套利實現盈利，應用場景主要集中在城市、工業(yè)園區(qū)、大型商業(yè)綜合體、大型用電企業(yè)等。從項目層面看，光儲微網、園區(qū)微網、光儲充一體化、社區(qū)儲能等實質上都是負荷側配備儲能的不同形式。以分布式新能源為例，儲能設施、充電樁、備用電源、本地負荷等可構成小型局域電網，既可以離網運行，實現新能源電力自發(fā)自用、余電儲存，又可以并網運行，利用峰谷電價差套利，也可以離網運行。此外，負荷側微電網還可以起到增量配電網的作用，節(jié)省配電增容費用。分布式供能系統中的各個主體可通過協商確定收益分配規(guī)則，形成可行的商業(yè)模式。負荷側儲能商業(yè)模式可概括為圖9。
4.電網側潛在商業(yè)模式
目前中國電網側儲能尚未形成成熟的商業(yè)模式。對于2019年以前建設的電網側儲能，其成本可納入輸配電價回收，因此電網公司可采取“有效資產回收模式”運作儲能項目；但在中華人民共和國國家發(fā)展和改革委員會2019年5月發(fā)布《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》后，該模式不再適用。
為此，電網側可采取文中提到的獨立共享儲能模式（例如容量租賃、輔助服務、現貨交易等），或虛擬電廠以及潛在的合同能源管理、兩部制電價、綜合模式等。
4.1虛擬電廠云儲能模式
虛擬電廠（VirtualPowerPlant，VPP）通過虛擬化、數字化手段，不僅可以實現與“實體電廠”幾乎同等的效用，還可以實現源、網、荷、儲集成調控，對外等效成一個可控的電源，既可以作為“正電廠”向系統供電，又可以作為“負電廠”消納系統的電力，起到削峰填谷的作用[25]。云儲能是一種基于現有電網的共享式儲能技術，方便用戶隨時隨地、按需使用共享儲能資源，并按照實際使用需求支付服務費。從項目層面看，國內已有虛擬電廠項目接入了儲能資源（見表3），但這種新興模式存在框架不明確、商業(yè)模式不清晰、配套政策機制不健全等問題。
4.2其他潛在商業(yè)模式
除了獨立共享儲能、虛擬電廠等模式已有落地項目外，電網側潛在的新型儲能商業(yè)模式還包括合同能源管理模式、兩部制電價模式、綜合疊加模式等。合同能源管理模式可理解為，電網企業(yè)、大型用電企業(yè)或工業(yè)園區(qū)等，可通過合同能源管理的模式與儲能項目業(yè)主分享節(jié)能收益———鑒于儲能機組在支持削峰填谷的過程中也可同時優(yōu)化無功調節(jié)、降低輸配電損耗，相當于儲能業(yè)主為電網提供了一部分節(jié)能服務。兩部制電價模式是指新型儲能可參考抽水蓄能的“兩部制電價定價機制”，在電網側統一調度下，儲能項目業(yè)主或投資方一方面可以通過購售電交易獲得電量電價收益，另一方面可以通過容量市場獲得容量電價收益，從而補貼電站固定投資成本。綜合疊加模式是指不同的投資運營模式可進行組合或策略優(yōu)化，例如儲能電站疊加輔助服務和現貨交易，合同能源管理可疊加共享租賃等模式，“虛擬電廠”參與現貨交易等。
5.結束語
一方面，儲能可以獨立于源、網、荷，以獨立主體身份參與市場化交易；另一方面，儲能可與源、網、荷等電力交易系統中的“傳統主體”聯合，共同參與市場交易。從電力市場交易機制的角度看，中國電力市場改革正在分步驟推進，目前僅中長期交易市場和輔助服務市場正式啟動并運行，現貨市場處于試點運行階段，容量補償等機制尚未規(guī)劃落地。而新型儲能商業(yè)模式將與電力市場改革進程深度綁定，可以預見新型儲能商業(yè)模式將有較大的探索空間和發(fā)展?jié)摿Α?
