中國儲能網(wǎng)訊：為了實現(xiàn)綠色能源轉(zhuǎn)型，電力系統(tǒng)結(jié)構(gòu)正在逐步轉(zhuǎn)變。在建設新型電力系統(tǒng)的當下，傳統(tǒng)火電機組占比逐漸下降，風、光等新能源發(fā)電成為了大勢所趨，但由于新能源存在波動性、不確定性等特點，如何實現(xiàn)大規(guī)模安全并網(wǎng)成為了亟需解決的問題。因此，儲能因部署時間少、反應迅速、開發(fā)規(guī)模受資源條件約束小等優(yōu)點而享有了更高的戰(zhàn)略地位。歐美等國外發(fā)達國家儲能發(fā)展較早，儲能已經(jīng)成為調(diào)節(jié)電力市場的重要參與者，其政策也更加完善。目前中國在儲能領域進行了廣泛而深入的探索及研究，商業(yè)模式以及市場交易方式等方面研究已經(jīng)較為豐富。
在支持政策方面，國家層面頒布《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》，提出了構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要組成部分，明確新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場。地方層面，青海，湖南，湖北等地區(qū)就共享儲能的建設模式進行了廣泛且深入的研究，并發(fā)布了相關(guān)的儲能支持政策。在商業(yè)模式方面，儲能在發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)都將得到廣泛的應用，需求空間廣闊，其中儲能收益模式主要包括新能源容量租賃、輔助服務市場以及電能量市場3方面。
盡管儲能具有極大的潛力，但從當前市場發(fā)展狀況來看仍處于發(fā)展初期。由于市場機制仍處于建設過程中，其商業(yè)模式尚不明晰，儲能效益無法實現(xiàn)最大化。同時目前大多數(shù)儲能僅服務于單一主體，普遍面臨利用效率與成本效益等方面的問題，制約了儲能的規(guī)模化發(fā)展與商業(yè)化運行。
因此，我們基于新型儲能的多元應用場景，探索了新型儲能的投資運營及盈利模式，對于促進儲能行業(yè)快速發(fā)展具有重要的現(xiàn)實意義。
根據(jù)儲能在電力系統(tǒng)中的發(fā)揮作用，新型儲能應用場景主要可分為3類。其中，發(fā)電側(cè)儲能可以提高可再生能源的靈活性，通過充放電調(diào)整實現(xiàn)平滑功率，保障輸出穩(wěn)定。電網(wǎng)側(cè)儲能可以響應系統(tǒng)調(diào)頻需求、提升系統(tǒng)慣量支撐能力，以增加高比例新能源系統(tǒng)的可靠性。用戶側(cè)配置儲能可以通過光儲充一體化運行、微電網(wǎng)運行等方式參與需求響應，降低電能使用成本，提升電能質(zhì)量與供電可靠性。
發(fā)電側(cè)新型儲能應用場景及商業(yè)模式分析
光伏、風電等新能源發(fā)電的波動性和間歇性導致新能源發(fā)電量和用戶側(cè)所需電量難以匹配，通過在風電、光伏電站配置儲能，基于對電站儲能充放電調(diào)度以及出力預測，可對可再生能源發(fā)電進行平滑控制，減少瞬時功率變化，減少對電網(wǎng)的沖擊。
↑ 發(fā)電側(cè)儲能應用場景
考慮到發(fā)電側(cè)儲能主要的作用是通過調(diào)峰調(diào)節(jié)新能源出力和電力系統(tǒng)穩(wěn)定，主要的調(diào)度方式包括儲能聯(lián)合電廠和接受調(diào)度直控兩種；本文的發(fā)電側(cè)儲能主要研究分析儲能聯(lián)合電廠；接受調(diào)度直控，其新能源配置儲能的方式多為租賃配建的共享模式，其儲能主體為獨立共享，獨立共享儲能商業(yè)模式與電網(wǎng)側(cè)獨立儲能共享模式相同，故在下文詳細描述?？紤]儲能聯(lián)合電廠多為自建的方式，因此其主要的收益總結(jié)如下：
減少棄風棄光帶來的售電收益：當用電負荷較低，新能源發(fā)電過剩時，儲能電站能及時儲存多發(fā)的電量，減少棄風、棄光率，并在用電負荷高位時，將儲存的電量并網(wǎng)，改善新能源發(fā)電消納問題。。
減少輔助服務考核費用：儲能可通過系統(tǒng)精準放電來促進新能源場站實際發(fā)電曲線和預測發(fā)電曲線趨于統(tǒng)一，將具有波動性的新能源調(diào)節(jié)變?yōu)榉€(wěn)定性電能，可有效幫助新能源發(fā)電場減少相應費用，同時減少來自兩個細則的考核壓力。
聯(lián)合調(diào)度下的自建儲能成本費用：在聯(lián)合調(diào)度模式下，儲能幫助新能源減少棄風棄光，可獲取棄電收益，部分成本可通過棄電收益回收，存在部分成本市場無法消納，各新能源場站需消納的自建儲能成本，可根據(jù)容量核定收入價格。
電網(wǎng)側(cè)儲能應用場景及商業(yè)模式分析
電網(wǎng)側(cè)儲能通常是指服務電力系統(tǒng)運行，以協(xié)助電力調(diào)度機構(gòu)向電網(wǎng)提供電力輔助服務、延緩或替代輸變電設施升級改造等為主要目的建設的儲能電站。其中：
儲能緩解電網(wǎng)阻塞服務及延緩輸配電設備擴容升級等服務是將儲能電站作為電網(wǎng)替代性投資，優(yōu)先解決變電站供電能力，在關(guān)鍵節(jié)點提供緩解電網(wǎng)線路阻塞服務，緩解重過載。
提升供電可靠性是儲能通過自身容量儲備滿足必要時電網(wǎng)應急供電需求，避免供電終端。因此從提升電網(wǎng)整體可靠性的角度，也可考慮作為電網(wǎng)替代性投資。
發(fā)揮調(diào)峰、調(diào)頻、備用等電力輔助市場作用的主要為獨立共享儲能。
↑ 電網(wǎng)側(cè)儲能主要應用場景及用途
對于電網(wǎng)替代型儲能，現(xiàn)有政策鼓勵儲能作為電網(wǎng)替代性投資并納入輸配電價回收，本文基于“誰收益，誰承擔”和“按效果付費”的機制，通過經(jīng)營期定價法，參照抽水蓄能容量電價核定辦法，采用“容量電費+電量電費”的兩部制電價機制，通過輸配電價疏導的非市場化方式回收成本。
↑ 電網(wǎng)替代性儲能商業(yè)模式
電網(wǎng)側(cè)獨立共享儲能的收益模式現(xiàn)可總分為3大部分，包括電能量市場收益、輔助服務市場收益以及容量市場收益。根據(jù)現(xiàn)有政策，容量市場收益主要通過容量租賃收益確定。
↑ 獨立共享儲能商業(yè)模式
● 電能量市場收益
在電能量市場中，電網(wǎng)側(cè)獨立共享儲能通過參與中長期市場和現(xiàn)貨市場，通過峰谷價差獲取充放電收益。
● 輔助服務市場收益
在輔助服務市場中，獨立儲能通過參與深度調(diào)峰、一次調(diào)頻、二次調(diào)頻、黑啟動以及無功補償輔助服務品種獲取收益。
● 容量共享收益
容量收益考慮容量共享收益和容量補償。
容量共享收益是指儲能電站將容量租賃給新能源場站，以租金的方式回收成本并獲取相應的收益。租賃模式原則上有三種：一是基準值租賃，儲能其他收益歸新能源場站；二是打折基準值租賃，儲能其他收益與將新能源場站分成；三是最低值租賃，儲能其他收益歸儲能電站。三種租賃模式中的成本就是投資建設成本。
容量補償是考慮對儲能設施的裝機容量或可用容量直接進行補償?shù)碾妰r收入，用于衡量儲能在保障電力系統(tǒng)容量充裕性與供電可靠性時所提供的價值，主要補償放為電網(wǎng)公司。
用戶側(cè)儲能應用場景及商業(yè)模式分析
用戶側(cè)儲能的功能主要包括電力自發(fā)自用、峰谷價差套利、容量費用管理、以及提高供電可靠性。根據(jù)應用場景的不同，用戶側(cè)儲能可以分為終端用戶儲能和供需互動儲能。具體的商業(yè)模式為：
終端用戶可利用儲能進行谷峰價差套利和容量費用管理，降低用電成本。
供需互動式儲能可參加的商業(yè)模式為峰谷套利收益和需求側(cè)響應。用戶側(cè)新型儲能應用場景如下表所示。
↑ 用戶側(cè)儲能主要應用場景及用途
新型儲能發(fā)展趨勢
近年來，國內(nèi)各地主動拉大用電側(cè)峰谷價差，拓寬工商業(yè)儲能盈利空間，間接帶動工商業(yè)儲能發(fā)展。2021年發(fā)改委推出的《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》，在保持電價總水平穩(wěn)定的基礎上，更好引導用電側(cè)削峰填谷、改善電力供需狀況、促進新能源消納，并要求各地科學劃分峰谷時段、合理確定峰谷電價價差。
下圖中通過對各地2023年最大峰谷價差的平均值統(tǒng)計，32個典型省市的總體平均價差為0.724元/千瓦時，同比增長3.4%，共有17個省市超過總平均值，有18個省市超過0.7元/千瓦時盈虧平衡點。2023年最大峰谷價差進一步拉大，超過1元/千瓦時的增至4個地區(qū)，分別是廣東省（珠三角五市）、海南省、湖南省、湖北省。
↑ 2023年全國電網(wǎng)代購電平均最大峰谷價差情況
電力輔助服務市場層面，在中發(fā)9號文的指引下，中國已初步形成以調(diào)峰、調(diào)頻、備用等交易品種為核心的區(qū)域、省級輔助服務市場體系。區(qū)域輔助服務市場以區(qū)域調(diào)峰輔助服務為主，實現(xiàn)了調(diào)峰輔助服務資源在區(qū)域內(nèi)的共享互濟，有效提高了區(qū)域電網(wǎng)對新能源的消納能力。除西藏外，其余省份均已開展輔助服務市場運行或試運行，其中均參與了調(diào)峰輔助服務（含區(qū)域調(diào)峰）。
在容量市場層面，2023年9月，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)了《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（試行）》?！痘疽?guī)則》不僅對電力現(xiàn)貨市場提出了規(guī)范建設要求，也對與現(xiàn)貨市場耦合的中長期市場、輔助服務市場、容量補償機制和容量市場提出了明確的發(fā)展要求。目前，全國統(tǒng)一電力市場體系和電力現(xiàn)貨市場穩(wěn)妥有序推進，考慮到容量補償機制與電力市場建設尤其是與電力現(xiàn)貨市場銜接的內(nèi)在需要，《基本規(guī)則》明確以市場化容量補償機制起步，以容量市場為目標模式。
在電力現(xiàn)貨市場層面，中國從2017年開始了對電力現(xiàn)貨市場建設的探索，截至2023年6月，全國已有15地區(qū)均完成電力現(xiàn)貨市場的模擬試運行，正朝著“中長期+現(xiàn)貨+輔助服務”的完整電力市場體系大步邁進。
這些市場的建設是為了優(yōu)化電力市場運行機制，促進電力資源配置效率，推動能源供給側(cè)改革和清潔能源發(fā)展，但建設仍未覆蓋所有的電力市場。
目前，各省市新型儲能雖已建立多元收益來源，但電力市場建設仍不完全，輔助服務、電能量市場和容量市場的建設程度不一，未完全建立容量租賃費用、峰谷套利、輔助服務市場及容量補償收益等盈利模式。其次，目前電化學新型儲能的度電成本較高，投資主體很難盈利，導致新型儲能參與的商業(yè)模式有限，缺乏完善的價格體系和補償機制。因此，我們提出以下政策建議：
首先，統(tǒng)籌新型儲能布局，推動規(guī)模有序發(fā)展，加快推動電源、電網(wǎng)側(cè)新型儲能有序建設。發(fā)揮新型儲能“一站多用”的作用，優(yōu)先建設集中式儲能電站，提高利用效率。
其次，明確新型儲能獨立市場主體地位，建立適應各省份新型儲能商業(yè)運營模式。建立新型儲能多元收益來源，建立容量租賃費用、峰谷套利、輔助服務市場及容量補償收益等盈利模式。支持各類市場主體投資建設運營共享儲能設施，創(chuàng)新新型儲能發(fā)展市場盈利模式。
第三，明確儲能用作電網(wǎng)替代性投資的身份，健全新型儲能容量電費+電量電費價格機制。從成本+合理收益角度，按容量電費+電量電費確定儲能收益。容量電費由電網(wǎng)企業(yè)支付，建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制，研究探索將電網(wǎng)替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收。
第四，規(guī)范新型儲能備案、并網(wǎng)、運行標準，搭建新型儲能安全管理體系。電網(wǎng)企業(yè)明確并網(wǎng)規(guī)則、流程，注重并網(wǎng)調(diào)試和驗收工作的規(guī)范性，提高辦事效率，支持符合條件的儲能設施信息及時分級接入電網(wǎng)調(diào)控系統(tǒng)，充分發(fā)揮新型儲能系統(tǒng)作用。
最后，建立集中式新型儲能容量市場機制，體現(xiàn)電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)儲能容量共享價值。針對電源側(cè)儲能和獨立儲能不同作用體現(xiàn)，鼓勵新能源企業(yè)與儲能電站簽訂長期的容量租賃合同（5年或10年），設定基于不同需求的合理的集中式儲能新能源租賃價格，健全新型儲能價格機制。儲能自用容量由新能源發(fā)電企業(yè)按年度支付儲能租賃費用。建議由政府牽頭出臺相關(guān)省份容量租賃建議價格，給予新能源企業(yè)與儲能電站參考。
