中國儲能網(wǎng)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(jīng)濟性價值備受市場關(guān)注。從目前電力市場運行情況看，可以說除新能源電源側(cè)配儲能、火儲聯(lián)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(xiàn)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(wǎng)、荷任意一側(cè)結(jié)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(jié)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(xiàn)“廠網(wǎng)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(wù)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(tǒng)穩(wěn)定安全運行、提高電能質(zhì)量。截至2021年底，各省級電力系統(tǒng)均已建立輔助服務(wù)市場運行規(guī)則。同時，現(xiàn)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(xiàn)貨交易試點，其他省份也在籌備搭建現(xiàn)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(diào)度機構(gòu)簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議，不受位置限制，區(qū)別于與新能源聯(lián)合或與火電廠聯(lián)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(diào)用、虛擬電廠等模式參與輔助服務(wù)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(lián)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(tǒng)的功率和容量以商品形式租賃給源、網(wǎng)、荷側(cè)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(shè)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(wǎng)、獨立發(fā)電企業(yè)、工商業(yè)用戶、離網(wǎng)型能源用戶等不同類型的。在電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度下，該模式既有利于實現(xiàn)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(xié)商或雙邊競價進行電力市場化交易。儲能電站作為調(diào)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(diào)峰資源的購買方；“買賣雙方”優(yōu)先進行雙邊協(xié)商，再進行雙邊競價（最后也可能出現(xiàn)電網(wǎng)單邊調(diào)用）。其中，雙邊協(xié)商即儲能電站與新能源電站雙方自行協(xié)商，達成電量、電價交易結(jié)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(jù)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(xié)商市場化交易合約。
1.3單邊調(diào)用
單邊調(diào)用模式一般是指電網(wǎng)單邊調(diào)用獨立儲能電站，儲能電站通過提供調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務(wù)從而獲得輔助服務(wù)收益。即市場競價出清后，若仍存在調(diào)峰需求（比如新能源電站方面），則電網(wǎng)直接調(diào)用單邊市場出清，按調(diào)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(diào)用參與電力輔助服務(wù)，儲能電站獲取調(diào)峰、調(diào)頻服務(wù)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(xiàn)貨套利
在電力現(xiàn)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(xiàn)貨市場實現(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(xiàn)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(diào)度機構(gòu)的安排下，經(jīng)市場申報、信息發(fā)布等流程，在日前市場、日內(nèi)市場、實時市場等主要輔助服務(wù)市場中實現(xiàn)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(xiàn)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(wǎng)區(qū)域———廣東、廣西、云南、貴州、海南五省區(qū)。獨立儲能參與現(xiàn)貨交易仍處于初期設(shè)計階段，2022年，山東是全國最先推行獨立儲能參與現(xiàn)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(xiàn)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(wǎng)電力公司、電力交易中心等有關(guān)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(cè)新型儲能商業(yè)模式
電源側(cè)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(lián)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(xiàn)貨和輔助服務(wù)市場而獲取收益；后者主要通過提高電廠調(diào)頻響應(yīng)能力、參與調(diào)頻輔助服務(wù)而獲取收益。
2.1與新能源聯(lián)合
新能源電源側(cè)配儲能的現(xiàn)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(jù)政府主管部門要求，在場區(qū)內(nèi)建設(shè)儲能設(shè)施，作為新能源電站的配套設(shè)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(wǎng)電量獲得補貼，或?qū)⒍嘤嗟膬δ芸臻g用于電網(wǎng)側(cè)調(diào)頻調(diào)峰、參與輔助服務(wù)，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(wǎng)新能源項目按一定功率配比配置發(fā)電側(cè)儲能，主管部門在項目審批、并網(wǎng)等環(huán)節(jié)對新能源電源側(cè)配儲能項目給予一定傾斜。此外，據(jù)不完全統(tǒng)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(guān)補貼政策，即給予發(fā)電側(cè)儲能發(fā)售電量一定補貼，以提升其經(jīng)濟性。
2.2與火電聯(lián)合
與火電聯(lián)合是指儲能電站安裝在電廠內(nèi)，火電機組配置儲能后，AGC（AutomaticGenerationControl，自動發(fā)電控制）調(diào)頻考核主要指標———Kp參數(shù)值提升明顯，火電機組獲得更多的輔助服務(wù)補償，儲能設(shè)備廠商與電廠之間可以共享所獲得AGC調(diào)頻收益（見圖8）。
從項目層面看，2018年以來，在各地輔助服務(wù)政策的支持下，火儲聯(lián)合調(diào)頻成為國內(nèi)儲能行業(yè)為數(shù)不多、門檻較高且“率先實現(xiàn)商業(yè)化”的一種運營模式，代表項目有內(nèi)蒙古上都電廠蓄電池儲能輔助AGC調(diào)頻項目、國電投江西新昌18MW/9MW·h儲能調(diào)頻、華潤智慧能源24MW儲能調(diào)頻項目等，它們均采用儲能輔助火電AGC調(diào)頻并分享收益的模式（見表2）。
3.負荷側(cè)新型儲能商業(yè)模式
負荷側(cè)新型儲能商業(yè)模式，主要是依托分布式新能源、微電網(wǎng)、增量配網(wǎng)等建設(shè)方式，儲能在其中發(fā)揮支撐分布式供能系統(tǒng)建設(shè)、提供定制化用能服務(wù)、提升用戶靈活調(diào)節(jié)能力等作用，同時通過參與電力現(xiàn)貨市場或利用峰谷價差套利實現(xiàn)盈利，應(yīng)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(wǎng)、園區(qū)微網(wǎng)、光儲充一體化、社區(qū)儲能等實質(zhì)上都是負荷側(cè)配備儲能的不同形式。以分布式新能源為例，儲能設(shè)施、充電樁、備用電源、本地負荷等可構(gòu)成小型局域電網(wǎng)，既可以離網(wǎng)運行，實現(xiàn)新能源電力自發(fā)自用、余電儲存，又可以并網(wǎng)運行，利用峰谷電價差套利，也可以離網(wǎng)運行。此外，負荷側(cè)微電網(wǎng)還可以起到增量配電網(wǎng)的作用，節(jié)省配電增容費用。分布式供能系統(tǒng)中的各個主體可通過協(xié)商確定收益分配規(guī)則，形成可行的商業(yè)模式。負荷側(cè)儲能商業(yè)模式可概括為圖9。
4.電網(wǎng)側(cè)潛在商業(yè)模式
目前中國電網(wǎng)側(cè)儲能尚未形成成熟的商業(yè)模式。對于2019年以前建設(shè)的電網(wǎng)側(cè)儲能，其成本可納入輸配電價回收，因此電網(wǎng)公司可采取“有效資產(chǎn)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(wǎng)側(cè)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(wù)、現(xiàn)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(shù)字化手段，不僅可以實現(xiàn)與“實體電廠”幾乎同等的效用，還可以實現(xiàn)源、網(wǎng)、荷、儲集成調(diào)控，對外等效成一個可控的電源，既可以作為“正電廠”向系統(tǒng)供電，又可以作為“負電廠”消納系統(tǒng)的電力，起到削峰填谷的作用[25]。云儲能是一種基于現(xiàn)有電網(wǎng)的共享式儲能技術(shù)，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(wù)費。從項目層面看，國內(nèi)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(wǎng)側(cè)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(wǎng)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(diào)節(jié)、降低輸配電損耗，相當于儲能業(yè)主為電網(wǎng)提供了一部分節(jié)能服務(wù)。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(wǎng)側(cè)統(tǒng)一調(diào)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(wù)和現(xiàn)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(xiàn)貨交易等。
5.結(jié)束語
一方面，儲能可以獨立于源、網(wǎng)、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(wǎng)、荷等電力交易系統(tǒng)中的“傳統(tǒng)主體”聯(lián)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(wù)市場正式啟動并運行，現(xiàn)貨市場處于試點運行階段，容量補償?shù)葯C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(yù)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?
