儲能電站政策及商業模式初探

　　截至目前，國家出臺了《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》《電力補償服務的工作方案》等支持儲能發展的政策文件，開啟了儲能應用的良好開端，為國內儲能市場的發展打開了巨大的商業化應用空間，并有望催生出多種相關應用的盈利模式。自2021年以來，寧夏、遼寧、安徽、福建、內蒙古等地陸續在新能源上網等相關文件中提出了對儲能技術、配套等具體要求，據不完全統計，這一范圍涵蓋20個省份，儲能已經成為新能源規劃中的重要環節。儲能的應用空間正隨著技術和市場兩方面的推動不斷加強。

　　儲能商業模式分析

　　近年來，全球儲能裝機規模持續保持較高的增長速度，據CNESA統計，截至2021年底，全球已投運電力儲能項目累計裝機規模209.4吉瓦，同比增長9%，新型儲能的累計裝機規模為25.4吉瓦，同比增長67.7%，其中鋰離子電池占絕對主導地位，市場份額超過90%。海外儲能市場呈現出高速增長的態勢，分區域看主要以美國、歐洲、日本、韓國、澳洲市場為主。海外儲能市場發展迅速有以下重要原因：首先，各國頒布多項儲能激勵政策和規劃，推動儲能市場的發展，在政策激勵和市場需求推動下海外儲能市場維持高速發展的狀態;其次，具備較為成熟的電力現貨市場和輔助服務市場，擁有多元化的電力品種為儲能市場提供收益支持;第三，海外儲能項目具備較高的經濟性，在高收益、補貼政策和儲能成本下降的驅動下盈利能力提升明顯。

　　與全球儲能結構相似，我國鋰離子電池儲能也正在快速發展。“十三五”時期我國新型儲能基本實現了由研發示范向商業化初期的過渡，但仍然存在缺乏國家層面宏觀規劃、備案和并網管理流程不明確不規范、長期性穩定性激勵政策缺乏、建設和調度運行不銜接不協調、標準體系不健全等問題。

　　中國儲能政策主要體現在財政補貼、輔助服務市場規則、接入規范、需求側響應等方面。結合中國政策要求和電力體制改革情況，儲能的潛在商業模式可分為輸配電成本監管模式和競爭性業務模式兩大類。輸配電成本監管模式適用于保障電力系統安全和保障輸配電功能兩類場景的儲能應用，按照投資回收方式不同，該商業模式又可細分為有效資產回收模式和租賃模式。有效資產回收模式由于資產要進入輸配電價核算，因此只能由業務受到監管的電網企業投資;租賃模式可由社會資本投資，租賃費用由價格主管部門負責核定和監管。競爭性業務模式適用于提供輔助服務、削峰填谷和提高新能源利用率三類場景的儲能應用，按照投資回收方式不同，該商業模式又可細分為合同能源管理模式、兩部制電價模式、輔助服務市場模式和現貨交易市場模式。競爭性業務模式由可參與市場競爭的社會資本投資。

　　從目前國家一系列指導意見來看，儲能通過獲取國家級財政資金補貼實現爆發式增長的可能已微乎其微。盡管如此，地方層面針對儲能或分布式光儲項目的補貼仍然是提升儲能經濟性的可行渠道，正在激發新一輪的儲能開發熱潮。據悉，目前已有11個省(區、直轄市)出臺了23項儲能補貼政策。

　　儲能典型的商業模式

　　以100兆瓦/200兆瓦時儲能項目為例，對湖南、山東、寧夏商業模式進行分析。

　　具體參數模型如下——電池壽命：采用磷酸鐵鋰電池，循環次數按6000次，10年;投資成本：考慮建設成本，一套儲能電站的建設成本約1800元/千瓦時，10年人力、運維成本約250元/千瓦時，總投資約4.1億元;運行參數：DOD(充放電深度)為90%，系統效率為85%，不考慮儲能系統的逐年衰減。

　　湖南

　　湖南主要的商業模式為“儲能容量租賃+輔助服務調峰”。

　　儲能容量租賃：湖南共享儲能租賃均價約4000萬元/100兆瓦/年，10年租賃收益約4億元;輔助服務調峰：依據《湖南省電力輔助服務市場交易規則(試行)》(湘監能市場[2020]81號)，儲能電站報價限額在0~500元/兆瓦時，因為電站報價和調用頻次沒有明確規定，輔助服務調峰收益沒有保障性收入;以全壽命周期10年6000次計算，在租賃收益不變的基礎上，輔助服務調峰按照最大報價500元/兆瓦時計算，要調用112次才能收回本金;輔助服務調峰平均報價為9.3元/兆瓦時，才能在10年內收回本金。

　　山東

　　山東主要的商業模式為“儲能容量租賃+電力市場交易”。

　　儲能容量租賃：山東共享儲能租賃均價約3300萬元/100兆瓦/年，10年租賃收益約3.3億元;電力市場交易：根據《關于做好2022年山東省電力現貨市場結算試運行有關工作的通知》(魯監能市場函[2022]8號)，依據國網山東省電力公司介紹，在電力市場交易期間儲能電站充電最低價為-0.08元/千瓦時，儲能電站放電最高電價約0.5元/千瓦時，按照該價差進行交易，儲能電站一充一放收益約為8.946萬元，以電力市場交易最大價差，在租賃收益不變的基礎上，要儲能電站回收本金至少要運行190個循環。

　　寧夏

　　寧夏的主要商業模式為輔助服務調峰。

　　輔助服務調峰：依據《關于開展2022年新型儲能項目試點工作的通知》，給予自治區儲能試點項目0.8元/千瓦時調峰服務補償價格，全生命周期內完全充放電前600次在輔助服務市場中不考慮價格排序，優先調用儲能試點項目。按通知約定固定輔助服務調峰單次調用收益為14.4萬元，保證的600次收益為8640萬元;

　　以調峰服務補償價格0.8元/千瓦時調用儲能電站，需要調用2248次才能收回本金，每年調用600次需要約4年;按照儲能電站全壽命周期，調峰服務補償價格至少為0.34元/千瓦時，10年才能收回本金。

　　各省現有的固定收益政策均不能使投資的儲能電站完全地收回投資，需要對儲能電站的運行和報價進行各種假設來粗略計算收益狀態，不確定的收益嚴重影響了社會資本對儲能的建設投資意愿。

　　對三省不確定收益預設補償金額和調用次數，湖南輔助服務調峰價格在250元/兆瓦時，調用次數為年300次;山東電力市場交易放電上限價格0.5元/千瓦時，充電下限價格0.2元/千瓦時，年充放電次數600次;寧夏輔助服務調峰補償價格0.6元/千瓦時，年調用次數600次，預估收益情況如表1所示。

　　儲能政策展望

　　目前，儲能市場尚處于商業化初期，儲能的價值收益難以充分體現，很多儲能項目只能依靠短期調峰、調頻及峰谷電價套利，但調頻調峰的補償機制不健全，峰谷電價套利依賴于電價水平，具有不確定性，是一種非可持續發展模式，不具備大規模應用的經濟效益。儲能產業要迎來真正的行業春天，就要把握好力度，保持政策制定的可操作性和可持續性，一方面各地各級政府因地制宜，參照新能源給予儲能相應的補貼政策;另一方面，各級政府依據本地新能源發展規劃，制定有利于儲能電站參與售電的差別電價和輔助服務補償機制，明確最低調用次數和最低補償價格，在電化學儲能成本與技術進入經濟性區域的同時，明確投資回收期和可能獲取的最大投資收益，以保證儲能電站具備一定的發展空間。（姜蘭蘭）