6月7日，國(guó)家發(fā)展改革委辦公廳、國(guó)家能源局綜合司發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)和調(diào)度運(yùn)用的通知》。

(相關(guān)資料圖)

通知中提出要建立完善適應(yīng)儲(chǔ)能參與的市場(chǎng)機(jī)制，鼓勵(lì)新型儲(chǔ)能自主選擇參與電力市場(chǎng)，堅(jiān)持以市場(chǎng)化方式形成價(jià)格，持續(xù)完善調(diào)度運(yùn)行機(jī)制，為新型儲(chǔ)能發(fā)展提供了又一良好契機(jī)。

十四五64GW儲(chǔ)能，如何盈利？

《通知》中提出新型儲(chǔ)能可獨(dú)立參與電力市場(chǎng)，意味著新型儲(chǔ)能商業(yè)模式日漸清晰。

近年來(lái)，從國(guó)家到地方各層面密集出臺(tái)一系列儲(chǔ)能利好政策，儲(chǔ)能技術(shù)進(jìn)步迅猛，促使國(guó)內(nèi)大規(guī)模儲(chǔ)能項(xiàng)目陸續(xù)啟動(dòng)。根據(jù)《儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)研究白皮書(shū)2022》，2021年中國(guó)新型儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)容量年達(dá)5.73GW，同比增長(zhǎng)74.5%。據(jù)北極星儲(chǔ)能網(wǎng)統(tǒng)計(jì)，截止到目前共有湖北、浙江、廣東、安徽、河北、內(nèi)蒙古等13個(gè)省市明確提出儲(chǔ)能規(guī)劃，到2025年新型儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)超63.98GW，覆蓋了電化學(xué)儲(chǔ)能、壓縮空氣儲(chǔ)能、儲(chǔ)熱、儲(chǔ)氫等技術(shù)。也就是說(shuō)，未來(lái)三年內(nèi)新型儲(chǔ)能將翻11倍，增速遠(yuǎn)超近五年。

隨著新型儲(chǔ)能份額不斷擴(kuò)大，儲(chǔ)能如何賺錢成了頭等大事。雖然電力系統(tǒng)配置電化學(xué)儲(chǔ)能電站規(guī)劃導(dǎo)則中提出了電化學(xué)儲(chǔ)能具有調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)、削峰填谷、黑啟動(dòng)等15種儲(chǔ)能收益渠道，但真正能夠參與并獲得收益的情況少之又少。

事實(shí)上，目前儲(chǔ)能商業(yè)化模式較為單一，存在著機(jī)制不完善、作用發(fā)揮不足、成本回收困難以及用戶投資積極性不高等問(wèn)題，這就導(dǎo)致新型儲(chǔ)能運(yùn)行所獲收益并沒(méi)有穩(wěn)定保障，儲(chǔ)能市場(chǎng)價(jià)值尚無(wú)法全面體現(xiàn)。

以當(dāng)下我國(guó)電化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)成本約1.8元/Wh為例，電池單次循環(huán)成本約為0.7元/kWh左右，這意味著在調(diào)峰應(yīng)用當(dāng)中，充放電電價(jià)差在0.7元/kWh以上儲(chǔ)能才具有經(jīng)濟(jì)性。結(jié)合目前市場(chǎng)來(lái)看，實(shí)際上符合條件、可以實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)效益的儲(chǔ)能覆蓋區(qū)域還是較少。

儲(chǔ)能市場(chǎng)機(jī)制待完善

隨著項(xiàng)目建設(shè)規(guī)模的擴(kuò)大，儲(chǔ)能電站面臨的挑戰(zhàn)也漸漸浮出水面，如何獲得市場(chǎng)獲益成為迫在眉睫的難題。

目前在全國(guó)儲(chǔ)能大市場(chǎng)中，山東、山西兩地儲(chǔ)能市場(chǎng)機(jī)制的較為超前。

2022年2月25日，海陽(yáng)國(guó)電投、華電滕州新源、三峽新能源慶云3座獨(dú)立儲(chǔ)能電站成為首批參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易的儲(chǔ)能項(xiàng)目。截至5月，儲(chǔ)能電站充電最低價(jià)-0.08元/kWh，放電最高價(jià)1.074元/kWh，最大峰谷電價(jià)差達(dá)到0.856元/kWh，按照前面所說(shuō)的充放電電價(jià)差在0.7元/kWh，則山東電站的收入還是很可觀的。

2022年6月，山東補(bǔ)充電力現(xiàn)貨市場(chǎng)結(jié)算試運(yùn)行相關(guān)規(guī)則，提出9月份起新型儲(chǔ)能可參與電力現(xiàn)貨交易，按月度可用容量給予適當(dāng)容量補(bǔ)償費(fèi)用。在新能源發(fā)電充裕時(shí)段，容量補(bǔ)償電價(jià)基準(zhǔn)為0.991元/kWh*K1(K1取0-50%），在發(fā)電緊張時(shí)段，容量補(bǔ)償電價(jià)為基準(zhǔn)價(jià)0.991元/kWh*K2(K2取100%-160%）。該政策補(bǔ)充了山東儲(chǔ)能市場(chǎng)機(jī)制的空白。

2022年5月25日，山西電力一次調(diào)頻市場(chǎng)交易實(shí)施細(xì)則（試行）發(fā)布，文件提出新型儲(chǔ)能市場(chǎng)主體在進(jìn)行一次調(diào)頻輔助服務(wù)過(guò)程中執(zhí)行充放電互抵政策，產(chǎn)生的電量損耗由市場(chǎng)主體自行承擔(dān)，電價(jià)為當(dāng)月實(shí)時(shí)現(xiàn)貨均價(jià)。獨(dú)立儲(chǔ)能運(yùn)營(yíng)商參與新能源企業(yè)的運(yùn)行調(diào)度之外，剩余容量可繼續(xù)以獨(dú)立儲(chǔ)能身份參與一次調(diào)頻交易，補(bǔ)償價(jià)格范圍為5-10元/MW。

此次兩部委印發(fā)的《通知》中，明確提出獨(dú)立儲(chǔ)能輔助服務(wù)費(fèi)用，應(yīng)按照“誰(shuí)提供、誰(shuí)獲利，誰(shuí)受益、誰(shuí)承擔(dān)”的原則，由發(fā)電側(cè)并網(wǎng)主體、電力用戶分?jǐn)偅@將加快推動(dòng)獨(dú)立儲(chǔ)能參與中長(zhǎng)期市場(chǎng)和現(xiàn)貨市場(chǎng)。而且文件鼓勵(lì)獨(dú)立儲(chǔ)能提供有功平衡、無(wú)功平衡和事故應(yīng)急及恢復(fù)等輔助服務(wù)；還要求各地落實(shí)儲(chǔ)能參與電力中長(zhǎng)期市場(chǎng)、現(xiàn)貨市場(chǎng)、輔助服務(wù)市場(chǎng)等相關(guān)工作，同步建立輔助服務(wù)和容量電價(jià)補(bǔ)償機(jī)制并向用戶傳導(dǎo)，這意味著儲(chǔ)能收益方式將增加，變相使獨(dú)立儲(chǔ)能獲得更多賺錢路子。

而目前儲(chǔ)能市場(chǎng)上普遍只有調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)兩種，由此可見(jiàn)，儲(chǔ)能市場(chǎng)機(jī)制完善的道路任重而道遠(yuǎn)。

從源頭增加收入，縮短投資回收期

除了增加收益模式之外，儲(chǔ)能成本貴也仍然需要解決。

《通知》中提出，獨(dú)立儲(chǔ)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(jià)和政府性基金及附加。此舉相當(dāng)于變相拉大了峰谷價(jià)差，降低了儲(chǔ)能運(yùn)行成本，提高了儲(chǔ)能收益，縮短了儲(chǔ)能項(xiàng)目投資回收期。

目前在國(guó)內(nèi)電力市場(chǎng)交易中，電費(fèi)除了受用電量、電力調(diào)度、上網(wǎng)電價(jià)影響之外，還受輸配電價(jià)影響。而且據(jù)我國(guó)相關(guān)政策，區(qū)域電網(wǎng)容量電價(jià)作為上級(jí)電網(wǎng)分?jǐn)傎M(fèi)用通過(guò)省級(jí)電網(wǎng)輸配電價(jià)回收。2021年來(lái)，電網(wǎng)企業(yè)代理工商業(yè)用戶購(gòu)電成為一大趨勢(shì)，作為工商業(yè)儲(chǔ)能核算標(biāo)準(zhǔn)的峰谷電價(jià)也主要體現(xiàn)在各地電網(wǎng)代理購(gòu)電價(jià)格中。兩部委的新政取消輸配電價(jià)將直接影響峰谷電價(jià)差。

電費(fèi)=電量×（市場(chǎng)交易上網(wǎng)電價(jià)+輸配電價(jià)+政府性基金及附加）+輔助服務(wù)費(fèi)用

以廣東珠三角地區(qū)為例，一般工商業(yè)10kV輸配電價(jià)0.2094元/kWh，政府性基金及附加0.0276元/kWh，如果相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)和政府性基金及附加，則平段電價(jià)達(dá)到0.5197元/kWh，與此同時(shí)，高峰低谷電價(jià)按當(dāng)?shù)卣弑壤齽t變成0.883元/kWh、0.197元/kWh。電價(jià)峰谷比由原來(lái)的4.158:1，變成4.47:1，峰谷比拉大。

若獨(dú)立儲(chǔ)能電站按照最理想狀態(tài)在低谷時(shí)段進(jìn)行充電，按照0.201元/kWh元進(jìn)行付費(fèi)，在高峰時(shí)段進(jìn)行放電，按照1.267元/kWh收費(fèi)，峰谷電價(jià)差將達(dá)到1.069元/kWh。儲(chǔ)能度電循環(huán)利潤(rùn)相較于之前的0.9623元/kWh，增加了0.107元/kWh收益。即輸配電價(jià)對(duì)儲(chǔ)能收益的影響將受到峰谷電價(jià)浮動(dòng)比例而變化，并不是直接扣除輸配電價(jià)和政府基金節(jié)約成本。

根據(jù)2022年6月全國(guó)各地電網(wǎng)企業(yè)代理購(gòu)電價(jià)格，北極星儲(chǔ)能網(wǎng)梳理了全國(guó)各地110kV大工業(yè)電價(jià)兩部制電價(jià)中的輸配電價(jià)和政府性基金及附加發(fā)現(xiàn)，每個(gè)省份的輸配電價(jià)并不一致，并且根據(jù)當(dāng)?shù)厍闆r與季節(jié)會(huì)發(fā)生波動(dòng)。

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