《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》指出，新型儲能是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重要技術(shù)和基礎(chǔ)裝備，是實現(xiàn)碳達(dá)峰碳中和目標(biāo)的重要支撐，也是催生國內(nèi)能源新業(yè)態(tài)、搶占國際戰(zhàn)略新高地的重要領(lǐng)域。隨著可再生能源裝機(jī)規(guī)模快速增長，電力系統(tǒng)對各類調(diào)節(jié)性資源需求迅速增長，新型儲能呈現(xiàn)出強(qiáng)勁的發(fā)展勢頭，項目加速落地，裝機(jī)快速提升。在異?；馃岬氖袌霰澈?，新型儲能項目的盈利能力備受關(guān)注。如何實現(xiàn)項目的經(jīng)濟(jì)效益、合理反映其在電力系統(tǒng)中的價值，是激發(fā)社會主動投資意愿、引導(dǎo)新型儲能產(chǎn)業(yè)健康可持續(xù)發(fā)展的關(guān)鍵問題之一。
本文對現(xiàn)階段電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)新型儲能的盈利能力進(jìn)行分析，在此基礎(chǔ)上研究認(rèn)為，目前源網(wǎng)側(cè)儲能具備良好的成長性，工商業(yè)儲能是最具商業(yè)投資價值的細(xì)分市場。投資者在參與儲能市場時應(yīng)注重優(yōu)質(zhì)項目的選擇，同時關(guān)注市場變化等情況，以把握機(jī)遇并取得長期回報。
（來源：中能傳媒能源安全新戰(zhàn)略研究院 作者：楊永明）
一新型儲能盈利能力分析
隨著國內(nèi)儲能相關(guān)政策持續(xù)完善、市場環(huán)境不斷優(yōu)化，儲能項目盈利渠道逐漸疏通。在電源側(cè)，火電站配置儲能提供調(diào)頻等輔助服務(wù)是當(dāng)前經(jīng)濟(jì)性較高的儲能應(yīng)用之一，新能源配儲的盈利空間尚未得到充分開發(fā)，經(jīng)濟(jì)性不顯著。電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲能逐步擺脫接入位置的約束，提供多重服務(wù)，既可以滿足強(qiáng)制配儲要求，又可以通過租金收益、輔助服務(wù)收益等提升經(jīng)濟(jì)效益，商業(yè)價值逐步顯現(xiàn)。用戶側(cè)儲能以峰谷電價差套利為主要收益模式，相比電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)儲能，目前用戶側(cè)儲能中工商業(yè)儲能的盈利模式最為成熟清晰。
（一）電源側(cè)儲能
發(fā)電側(cè)儲能建在各個火電廠、風(fēng)電場、光伏電站，是各種類型的發(fā)電廠用來促進(jìn)電力系統(tǒng)安全平穩(wěn)運(yùn)行的配套設(shè)施。根據(jù)用途的不同，電源側(cè)新型儲能一般與常規(guī)火電機(jī)組或與新能源發(fā)電機(jī)組聯(lián)合配置。
1與火電聯(lián)合
火電配儲能，即火電廠加裝儲能設(shè)施，通過火儲聯(lián)合調(diào)頻方式，發(fā)揮儲能快速響應(yīng)優(yōu)勢，從技術(shù)上縮短火電機(jī)組響應(yīng)時間，提高火電機(jī)組調(diào)節(jié)速率及調(diào)節(jié)精度，提升火電對電力系統(tǒng)的響應(yīng)能力，被視為當(dāng)前主要的調(diào)頻手段之一。
國家能源局此前頒布的《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實施細(xì)則》與《發(fā)電廠并網(wǎng)運(yùn)行管理實施細(xì)則》等文件，為火儲聯(lián)調(diào)項目確立了補(bǔ)償機(jī)制。近幾年火電配電化學(xué)儲能在我國已有廣泛應(yīng)用，山西、廣東、內(nèi)蒙古、河北等地都有發(fā)電側(cè)火儲聯(lián)合調(diào)頻項目。
從盈利模式來看，與火電聯(lián)合配置的儲能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。
在實際操作中，火儲聯(lián)調(diào)項目參與的是電力輔助服務(wù)市場中的AGC（Automatic Generation Control，自動發(fā)電控制）調(diào)頻（二次調(diào)頻）市場，火電廠調(diào)頻效果主要由機(jī)組綜合性能指標(biāo)K值來體現(xiàn)，通過加裝儲能設(shè)施，火電廠機(jī)組綜合性能指標(biāo)K值可以提高2至3倍，調(diào)頻能力明顯提高。調(diào)頻效果越好，收益也越高。根據(jù)相關(guān)介紹，一個60萬千瓦的火電機(jī)組若配置3%的電化學(xué)儲能，項目調(diào)頻收益可達(dá)200萬～300萬元，投資回收期為4～5年。
2018年以來，在各地輔助服務(wù)政策的支持下，儲能輔助火電AGC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)化的運(yùn)營模式。目前來看，火電站配置儲能提供調(diào)頻等輔助服務(wù)是當(dāng)前經(jīng)濟(jì)性較高的儲能應(yīng)用之一。
從市場前景來看，和電能量調(diào)節(jié)相比，調(diào)頻輔助服務(wù)市場空間較小，大量儲能技術(shù)涌入調(diào)頻市場必然對調(diào)頻價格造成較大沖擊。短期看，一些裝機(jī)規(guī)模較大、自身調(diào)節(jié)能力較強(qiáng)的火電機(jī)組在進(jìn)行儲能配置的改造后，收益會更有保障。長期看，隨著頂層設(shè)計、配套機(jī)制的不斷完善，火儲聯(lián)調(diào)未來還會拓展到一次調(diào)頻市場，從而進(jìn)一步拓寬盈利渠道，收益空間會更加明朗。
案例
2021年11月，上海電氣首個火儲聯(lián)合調(diào)頻項目——廣東粵電大埔電廠儲能調(diào)頻項目通過儲能性能試驗及儲能聯(lián)合機(jī)組試驗和試運(yùn)行階段，正式投入商業(yè)運(yùn)營。該項目是在廠內(nèi)2×600MW燃煤發(fā)電機(jī)組側(cè)安裝建設(shè)一套18MW/9MWh儲能調(diào)頻系統(tǒng)，并采用先進(jìn)的鋰電池和EMS能量管理技術(shù)，以“一拖二”方式與其中一臺機(jī)組聯(lián)合響應(yīng)電網(wǎng)AGC調(diào)度指令，以此獲得調(diào)頻收益。經(jīng)過連續(xù)兩個30天試運(yùn)行，項目整體表現(xiàn)不俗，2臺機(jī)組綜合性能指標(biāo)進(jìn)入市場前10%，調(diào)頻凈收益在市場排名前列。
2與新能源聯(lián)合
新能源配儲能，即風(fēng)電、光伏等新能源發(fā)電站在場區(qū)內(nèi)建設(shè)儲能設(shè)施，作為電站的配套設(shè)備，包括風(fēng)儲、光儲、風(fēng)光儲多能互補(bǔ)等具體形式。鑒于風(fēng)電和光伏發(fā)電的間歇性和波動性等特征，新型儲能作為新能源的“穩(wěn)定器”，能夠平滑新能源輸出，是提升地區(qū)消納空間的有效途徑。
2021年7月，國家能源局印發(fā)《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》提出，為鼓勵發(fā)電企業(yè)市場化參與調(diào)峰資源建設(shè)，超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的規(guī)模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上）配建調(diào)峰能力，按照20%以上掛鉤比例進(jìn)行配建的優(yōu)先并網(wǎng)。截至目前，國內(nèi)大部分省份已明確要求并網(wǎng)新能源項目按一定功率配比配置儲能，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)配儲能項目也給予一定傾斜。對于新能源開發(fā)建設(shè)來說，配儲幾乎成為標(biāo)配。
從盈利模式來看，與新能源聯(lián)合配置的儲能主要通過降低棄風(fēng)棄光電量增加電費(fèi)收入，通過支撐新能源電站參與電力現(xiàn)貨和輔助服務(wù)市場獲取更高收益。另外，國家能源局提出要加強(qiáng)儲能并網(wǎng)運(yùn)行管理，推動建立儲能電站運(yùn)行效果評估與考核機(jī)制，將儲能電站納入“兩個細(xì)則”考核范圍，新能源配建儲能與新能源電站一起參與考核，減少考核支出，提升儲能電站運(yùn)行水平。
目前來看，新能源配儲的盈利空間尚未得到充分開發(fā)，新能源配儲收益普遍較低。同時，儲能項目成本也未明顯降低。根據(jù)相關(guān)測算，一座光伏電站配建裝機(jī)量20%、時長2小時的儲能項目，其初始投資將增加8%～10%；而風(fēng)電場配建同樣容量的儲能項目，其初始投資成本將增加15%～20%。收益偏低疊加初始投資成本增加，給新能源企業(yè)帶來較大壓力，企業(yè)對于儲能項目應(yīng)用意愿不高，但由于政策要求，不得不配儲，于是一些企業(yè)可能傾向于選擇性能較差、初始成本較低的儲能產(chǎn)品，把儲能作為可再生能源優(yōu)先并網(wǎng)的工具。在此情況下出現(xiàn)了新能源配儲規(guī)模擴(kuò)大但利用率低迷的現(xiàn)象。根據(jù)中電聯(lián)2022年11月發(fā)布的《新能源配儲能運(yùn)行情況調(diào)研報告》，新能源配儲利用系數(shù)僅為6.1%，相比火電廠配儲15.3%、電網(wǎng)側(cè)儲能14.8%、用戶側(cè)儲能28.3%的利用系數(shù)，顯然，新能源配儲利用系數(shù)最低，整體調(diào)用情況不理想。現(xiàn)階段新能源配儲經(jīng)濟(jì)性不顯著，制約了新能源發(fā)電側(cè)配儲項目的發(fā)展，政策仍是當(dāng)前新能源配儲發(fā)展的主要驅(qū)動因素。
從市場前景來看，考慮到新能源滲透率持續(xù)提升過程中對靈活性資源的需求將不斷加大，配儲在未來仍將會持續(xù)作為新能源項目開發(fā)、并網(wǎng)時的加分項或必答題。值得關(guān)注的是，雖然配儲要求仍在繼續(xù)，但是各地主管部門對于配儲方式要求逐步靈活化。新能源項目配置儲能正在由新能源場站內(nèi)配建逐步轉(zhuǎn)向鼓勵和支持建設(shè)獨(dú)立儲能電站、新能源項目租賃容量的方式。例如，2022年8月8日，江蘇省發(fā)展改革委發(fā)布《江蘇省“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》，提出鼓勵新能源電站以自建、租用或購買等形式配置儲能，發(fā)揮儲能一站多用的共享作用。由新能源發(fā)電企業(yè)按年度支付儲能租賃費(fèi)用，儲能企業(yè)按照容量提供調(diào)峰服務(wù)，鼓勵簽訂長期協(xié)議或合同。長遠(yuǎn)看，今后或?qū)⒂懈嗟貐^(qū)通過租賃方式完成儲能配置要求，而解決新能源配儲收益問題，只是時間問題，但具體的落地細(xì)則，需要結(jié)合地方稟賦。這是一個長期多方博弈的過程，趨勢前景比較樂觀，但過程較為復(fù)雜，需要各方共同努力和全行業(yè)的關(guān)注。
案例
2020年6月，山東省萊州市土山鎮(zhèn)一期120MW+6MW/12MWh光儲融合項目正式并網(wǎng)發(fā)電。按當(dāng)時的要求，光伏電站配置12MW/24MWh（10%×2h）的儲能系統(tǒng)；經(jīng)過調(diào)試，該儲能電站接入省級平臺，可由省調(diào)直接調(diào)度。
據(jù)該電站站長介紹，由于項目采用了陽光電源自主研發(fā)的大型光儲電站PowMart智慧能源解決方案，從頻率擾動至目標(biāo)值調(diào)節(jié)響應(yīng)時間小于400ms，完全滿足高標(biāo)準(zhǔn)并網(wǎng)技術(shù)規(guī)范要求，因此成為當(dāng)?shù)氐臉?biāo)桿電站。僅2021年4月，該電站就被省電網(wǎng)調(diào)用了15次，調(diào)用頻率50%；儲能電站轉(zhuǎn)換效率平均在88%左右，并且?guī)缀鯖]有故障。按山東200元/MWh的補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)，當(dāng)月電站獲得超過6萬元的補(bǔ)貼。
除調(diào)峰補(bǔ)償費(fèi)外，儲能電站還能有效節(jié)約廠用電費(fèi)。光伏電站的廠用電占到總發(fā)電量的0.5%左右，執(zhí)行當(dāng)?shù)氐拇蠊I(yè)電價。因此，是一筆不少的運(yùn)營費(fèi)用。據(jù)介紹，每天下午接到電網(wǎng)不參與調(diào)度命令后，電站就會將當(dāng)日的部分發(fā)電量進(jìn)行存儲。項目上網(wǎng)電價為0.4148元/度。即使考慮88%的轉(zhuǎn)換效率，廠用電也能節(jié)省0.1～0.2元/度的電費(fèi)成本。二期實現(xiàn)平價上網(wǎng)后，電費(fèi)節(jié)省幅度會更大。
即便采取上述兩種方式，儲能電站的成本回收期仍然很長。如果按當(dāng)時約2元/Wh的投資標(biāo)準(zhǔn)計算，山東萊州項目儲能電站總投資約為4800萬元。按照實際的運(yùn)營狀況來看，預(yù)期15年能收回投資。這無疑會拉長整個光伏電站的投資回收期。
（二）電網(wǎng)側(cè)儲能
電網(wǎng)側(cè)儲能，狹義上，是在已建變電站內(nèi)、廢棄變電站內(nèi)或?qū)Ｓ谜局返鹊貐^(qū)建設(shè)并直接接入公用電網(wǎng)的儲能系統(tǒng)。廣義上，是指電力系統(tǒng)中能接受電力調(diào)度機(jī)構(gòu)統(tǒng)一調(diào)度、響應(yīng)電網(wǎng)靈活性需求，能發(fā)揮全局性、系統(tǒng)性作用的儲能資源。從廣義范圍看，儲能項目建設(shè)位置不受限制，投資建設(shè)主體具有多樣性，服務(wù)提供方主要有發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)公司、參與市場化交易的電力用戶、儲能企業(yè)等，所提供的服務(wù)包括調(diào)峰、調(diào)頻、備用電源等電力輔助服務(wù)和獨(dú)立儲能等創(chuàng)新服務(wù)，目的是維護(hù)電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定、保證電能質(zhì)量等。
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(yùn)作儲能項目，但在國家發(fā)展改革委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。從收益來看，參與電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰、調(diào)頻的儲能項目收益主要來自于輔助服務(wù)補(bǔ)償，值得注意的是，根據(jù)“誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔(dān)”原則，輔助服務(wù)補(bǔ)償應(yīng)當(dāng)由發(fā)電側(cè)和用戶側(cè)共同承擔(dān)，但是國內(nèi)電網(wǎng)側(cè)輔助服務(wù)成本目前還難以傳輸?shù)接脩魝?cè)，在一定程度可能會限制輔助服務(wù)市場的發(fā)展。
無論是前面提到的新能源配儲，還是此處的電網(wǎng)側(cè)儲能，單一側(cè)建立儲能電站成本高且收益渠道單一，經(jīng)濟(jì)性不顯著，新能源場站和電網(wǎng)側(cè)建設(shè)儲能電站的積極性不高。國家發(fā)展改革委、國家能源局多次提出探索推廣獨(dú)立儲能模式，發(fā)揮儲能電站一站多用的共享作用。
●獨(dú)立儲能
獨(dú)立儲能以第三方資本投資為主建設(shè)，直接接入電網(wǎng)運(yùn)行。2021年12月，國家能源局發(fā)布了《電力并網(wǎng)運(yùn)行管理規(guī)定》和《電力輔助服務(wù)管理辦法》，確認(rèn)新型儲能參與輔助服務(wù)的發(fā)展方向。2022年5月，國家發(fā)展改革委和國家能源局發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通知》，指出“符合相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范和電力市場運(yùn)營機(jī)構(gòu)等有關(guān)方面要求，具有法人資格的新型儲能項目，可轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲能，作為獨(dú)立主體參與電力市場”，鼓勵以配建形式存在的新型儲能項目，選擇轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲能?！锻ㄖ吠瑫r規(guī)定，獨(dú)立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加，進(jìn)一步提升了獨(dú)立儲能模式的經(jīng)濟(jì)性。隨著儲能獨(dú)立市場主體地位確立，各種政策利好相繼釋放，電網(wǎng)側(cè)儲能更多以獨(dú)立儲能電站的形式落地。
需要關(guān)注的是，除了小部分作為輸配電基礎(chǔ)設(shè)施的儲能系統(tǒng)外，電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲能在實際應(yīng)用中邊界正在模糊。獨(dú)立儲能在推出初期，由于其接入位置并非電源側(cè)和用戶側(cè)，并且其服務(wù)價值主要通過向電網(wǎng)提供輔助服務(wù)來體現(xiàn)，因而通常被分類為電網(wǎng)側(cè)項目。隨著國內(nèi)可再生能源裝機(jī)占比逐步增長、輔助服務(wù)市場日益成型，越來越多的儲能項目開始擺脫接入位置的約束，提供多重服務(wù)，包括利用獨(dú)立市場主體地位進(jìn)行輔助服務(wù)市場交易，出售或租賃儲能容量調(diào)節(jié)能力給發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)、電力用戶等具有儲能使用需求的主體，儲能既可以與一般新能源配儲項目一樣滿足強(qiáng)制配備儲能的要求，還可以通過規(guī)?；ㄔO(shè)降低成本，并通過租金收益、調(diào)峰、調(diào)頻服務(wù)費(fèi)等收益提升電站經(jīng)濟(jì)效益，具有較為明顯的優(yōu)勢。獨(dú)立儲能商業(yè)模式初步形成、收益模式更為多樣，是儲能從規(guī)模化邁向市場化發(fā)展的重要表現(xiàn)。
獨(dú)立儲能的運(yùn)營模式主要分為兩種。一種是自投資、自運(yùn)營，由獨(dú)立儲能運(yùn)營商用自有資金或者其他融資方式獨(dú)立投資建設(shè)儲能電站，同時利用自己的運(yùn)營、維護(hù)和檢修團(tuán)隊對儲能電站進(jìn)行日常運(yùn)維，儲能電站獲取的全部收益歸自身所有。另一種是租賃，包括融資性租賃和經(jīng)營性租賃。融資性租賃是獨(dú)立儲能運(yùn)營商租賃儲能電站進(jìn)行經(jīng)營并負(fù)責(zé)儲能電站運(yùn)維，在整個租賃期間獨(dú)立儲能運(yùn)營商享有使用權(quán)但沒有所有權(quán)，租賃期滿后，儲能電站所有權(quán)轉(zhuǎn)移至獨(dú)立儲能運(yùn)營商。經(jīng)營性租賃是獨(dú)立儲能運(yùn)營商聯(lián)合電池廠家共同建設(shè)儲能電站，獨(dú)立儲能運(yùn)營商與電池廠家簽訂儲能核心設(shè)備租賃合同，由電池廠家提供儲能設(shè)備，獨(dú)立儲能運(yùn)營商統(tǒng)一建設(shè)儲能電站，并由電池廠家在租賃期間內(nèi)提供運(yùn)維服務(wù)。該模式的優(yōu)勢在于可引導(dǎo)電池廠家等社會資本進(jìn)入儲能電站建設(shè)領(lǐng)域，減少儲能電站建設(shè)初始資金投入，實現(xiàn)儲能運(yùn)營商與電池廠家的合作共贏。
從盈利模式來看，獨(dú)立儲能盈利渠道有共享租賃、輔助服務(wù)、現(xiàn)貨套利、容量電價補(bǔ)償?shù)龋渲泄蚕碜赓U為最主要盈利方式。
獨(dú)立儲能盈利模式
共享租賃，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(biāo)用戶，秉承“誰受益、誰付費(fèi)”的原則向承租方收取租金，具體可以包含設(shè)備使用費(fèi)、運(yùn)維費(fèi)用、軟件費(fèi)用、安裝成本、稅費(fèi)等，其客戶可以是大規(guī)模公共事業(yè)電網(wǎng)、獨(dú)立發(fā)電企業(yè)、工商業(yè)用戶、離網(wǎng)型能源用戶等。對投資商而言，容量租賃費(fèi)用是目前大部分獨(dú)立儲能電站最核心且較穩(wěn)定的收益來源。各省獨(dú)立儲能電站均采用容量租賃模式獲得收益，容量租賃費(fèi)用不等，通常在200～350元/kWh/年之間。例如：河南省最新制定“十四五”獨(dú)立儲能容量租賃費(fèi)用標(biāo)準(zhǔn)為200元/kWh/年，山東省為330元/kWh/年，湖南省容量租賃費(fèi)用較高，為450～600元/kWh/年。
輔助服務(wù)，即儲能電站通過提供調(diào)峰、調(diào)頻（包括一次調(diào)頻、二次調(diào)頻）等輔助服務(wù)，獲得輔助服務(wù)收益。輔助服務(wù)是各地區(qū)探索的重點(diǎn)，收益模式逐漸完善。調(diào)峰、調(diào)頻服務(wù)通常不能同時參與，目前調(diào)峰是輔助服務(wù)最常見的品種，除電力現(xiàn)貨市場試點(diǎn)省份外，大部分地區(qū)儲能電站通過調(diào)峰獲得輔助服務(wù)收益。部分省份根據(jù)自身情況創(chuàng)新輔助服務(wù)品種和參與機(jī)制：山西省在全國首次針對獨(dú)立儲能設(shè)立一次調(diào)頻輔助服務(wù)市場；甘肅省在全國范圍內(nèi)首次為儲能電站開放調(diào)峰容量市場；青海省則首次提出，儲能電站可同時參與調(diào)頻、調(diào)峰市場，或同時參與調(diào)頻、現(xiàn)貨電能量市場，提高儲能利用率。目前，各省儲能輔助服務(wù)具體收益額度不同，調(diào)峰多為按調(diào)峰電量給予充電補(bǔ)償，價格從0.15元/kWh到0.8元/kWh不等。而調(diào)頻多為按調(diào)頻里程給予補(bǔ)償，根據(jù)機(jī)組（PCS）響應(yīng)AGC調(diào)頻指令的多少，給予調(diào)頻補(bǔ)償。
