然而,在實際運行中,新能源場站內(nèi)配置儲能的模式,在現(xiàn)行市場規(guī)則中的盈利性“弊端”逐步凸顯,隨之,“共享儲能”等新的商業(yè)模式不斷涌現(xiàn),推動行業(yè)和產(chǎn)業(yè)的相互促進與發(fā)展。
1、新能源配儲能 商業(yè)模式的演進路線
2021年8月,國家發(fā)改委、國家能源局先后出臺了《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》《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》等文件,確定了儲能獨立市場主體地位,明確了源、網(wǎng)、荷三側(cè)多元化發(fā)展儲能的思路,指出了健全新型儲能價格機制、鼓勵探索建設(shè)共享儲能的市場機制改革方向,并指明租賃儲能容量可視作可再生能源儲能配額。青海、新疆、河南、河北、湖南、湖北等20余省市陸續(xù)出臺新能源配套儲能政策,儲能項目規(guī)劃不斷涌現(xiàn)。
截至目前,據(jù)不完全統(tǒng)計,全國已有十余省市正式對外公布了儲能發(fā)展規(guī)劃,規(guī)劃的新型儲能總裝機規(guī)模已超過30GW(部分?。ㄊ校┮?guī)模如表1所示)。
事實上,在儲能服務(wù)于新能源發(fā)展的早期,“新能源+儲能”應(yīng)用較常規(guī)的做法,是在新能源場站內(nèi)建設(shè)儲能電站,儲能與新能源場站統(tǒng)一接受電網(wǎng)調(diào)度。但實際運行中,這一模式的“弊端”逐漸顯現(xiàn)。
一方面,配建的儲能電站只能為單個新能源電站提供服務(wù),利用率低;且在出臺“新能源儲能配額制”的區(qū)域,新能源場站需按固定比例配置儲能,無形中增加了發(fā)電企業(yè)負擔(dān)。另一方面,服務(wù)于單個新能源場站的儲能設(shè)施,往往資源分散,管理難度大且運營成本高;同時,分散場站的儲能難以實現(xiàn)統(tǒng)一調(diào)度與結(jié)算,無法參與多種電網(wǎng)側(cè)輔助服務(wù),商業(yè)模式很難拓展。
為避免以上問題,便于電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度、管理,目前越來越多的區(qū)域開始嘗試以共享儲能電站的模式,為新能源的發(fā)展提供支撐。
2、共享儲能的發(fā)展階段與衍化進程
共享儲能電站是指在新的接入點,例如新能源場站匯流站建設(shè),并作為獨立節(jié)點接入輸電線路,通過儲能電站關(guān)口表計單獨計量,接受電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度的儲能電站(圖1所示)。
圖1 共享儲能電站技術(shù)方案示意圖
目前,全國以湖南和山東兩省為代表,共享儲能電站進入較快速發(fā)展階段。湖南已經(jīng)對外公布的共享儲能電站(含投運、在建、規(guī)劃項目)裝機規(guī)模已達320MW/640MWh, 三期規(guī)劃800MW/1.6GWh;山東2021年5月6日啟動了首批儲能示范項目申報,并于6月7日公布了首批5個儲能調(diào)峰示范項目、2個儲能調(diào)頻示范項目,總計規(guī)模520MW/1041MWh。
除湖南、山東外,青海、山西、安徽等地也有共享儲能電站處于建設(shè)或開發(fā)階段。據(jù)不完全統(tǒng)計,全國各地已公布的共享儲能電站項目總裝機規(guī)模已接近10GW/20GWh(部分共享儲能電站項目如表2所示)。
3、共享儲能的商業(yè)模式探析
當(dāng)前,共享儲能電站項目的開發(fā)步伐正在逐漸加大,如何實現(xiàn)盈利,已經(jīng)成為目前共享儲能電站發(fā)展過程中亟待解決的問題。從已開展或正在開展的共享儲能項目來看,儲能容量租賃+調(diào)峰輔助服務(wù),是現(xiàn)有的政策、機制下,較為可行的盈利模式。
2021年7月,國家發(fā)改委、國家能源局發(fā)布了《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》,從國家層面提出鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)以自建、租賃、購買的形式滿足儲能配額要求,實質(zhì)上從政策層面給予儲能租賃商業(yè)模式的保障。
在容量租賃+調(diào)峰補償?shù)纳虡I(yè)模式下,部分省份的共享儲能電站已經(jīng)具備一定的投資價值。湖南、山東是目前共享儲能電站盈利模式較為典型的省份,其收益模式如表3所示。
此外,青海、寧夏、湖北、陜西、山西等地也紛紛出臺利于共享儲能電站應(yīng)用的政策。例如:青海省儲能調(diào)峰補償標(biāo)準0.5元/kWh,年利用小時數(shù)不少于540小時;寧夏省2022、2023年度儲能試點項目的調(diào)峰服務(wù)補償價格為0.8元/kWh,年調(diào)用次數(shù)不低于300次;湖北、陜西等區(qū)域承諾儲能租賃可視作新能源儲能配額;山西明確了共享儲能電站可參與調(diào)峰、調(diào)頻市場等。
4、投資主體參與共享儲能建設(shè)的商業(yè)機遇分析
共享儲能電站的投資主體靈活,商業(yè)模式較清晰,從一定程度上也促進了其開發(fā)、應(yīng)用。從現(xiàn)有經(jīng)驗上看,共享儲能電站既可由單一的主體投資建設(shè),例如發(fā)電集團、電網(wǎng)相關(guān)企業(yè)或其他民營資本等,也可由以上各方共同投資建設(shè)。多方共同投資建設(shè)的情況下,參照投資占比以及事先簽訂的相關(guān)協(xié)議等,可較為容易的確定未來運營過程中的收益分配形式以及分配比例,形成較為清晰的商業(yè)模式。
由多方主體共同投資、開發(fā)、建設(shè)、運營,在現(xiàn)有條件下將共享儲能的商業(yè)模式與發(fā)展機遇分析中國儲能應(yīng)用的主要形式,未來結(jié)合退役火電機組現(xiàn)有站址、變電站空閑土地、新能源匯集站、電站關(guān)鍵節(jié)點等建設(shè)的共享儲能電站將為電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行發(fā)揮重要作用。
原標(biāo)題:共享儲能的商業(yè)模式與發(fā)展機遇分析