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隨著電力體制改革的深入推進，新能源配儲能商業(yè)模式空間正在打開，但需要政策給予配套。從現(xiàn)有的商業(yè)模式看，新能源配儲能項目價值創(chuàng)造的路徑包括，參與調(diào)峰、調(diào)頻獲得輔助服務補償，減少棄風棄光電量增加電費收入，參與電力市場交易獲得電價收益，削峰填谷獲得峰谷價差。

其一，通過減少棄風棄光電量獲利。由于目前電化學儲能成本相較抽水蓄能仍然較高，該商業(yè)模式適用于棄風、棄光率較高地區(qū)。

以青海格爾木直流側(cè)光伏電站儲能項目為例，該電站裝機規(guī)模180MW，2018年1月投運，上網(wǎng)電價1元/k Wh。由于棄光問題，項目通過接入1.5MW/3.5MWh儲能系統(tǒng)改造為光儲電站。根據(jù)測算，儲能可以增加發(fā)電量約150MWh/年，增加收益約15萬元，項目投資回收期約6.96年。

其二，參與電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻輔助服務。受政策限制，該模式需要輔助服務機制給以保障。2019年6月3日，國家能源局西北監(jiān)管局發(fā)布《青海電力輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》，明確在電網(wǎng)需要調(diào)峰資源的情況下，儲能調(diào)峰價格暫定0.7元/千瓦時，優(yōu)先消納風電、太陽能發(fā)電。2020年5月26日，新疆發(fā)改委印發(fā)《新疆電網(wǎng)發(fā)電側(cè)儲能管理暫行規(guī)則》，對根據(jù)電力調(diào)度機構(gòu)指令進入充電狀態(tài)的電儲能設(shè)施所充電的電量進行補償，補償標準為0.55元/千瓦時。

其三，參與風光水火儲多能互補。該商業(yè)模式適用于有多能互補需求的地區(qū)，儲能收益來源于平抑波動等輔助服務。今年以來，國家能源集團、大唐等能源央企均在山西、甘肅、遼寧等省建設(shè)風光儲多能互補項目。

除此外，國內(nèi)部分地區(qū)為新能源側(cè)儲能提供了補貼。目前，我國僅有安徽省合肥市和江蘇省蘇州市出臺了地方性補貼政策，前者對光伏儲能系統(tǒng)按實際充電量給予1元/k Wh補貼，后者按發(fā)電量（放電量）補貼業(yè)主單位0.3元/k Wh。

專家表示，如果存一度電只能放0.5度電出來，那說明儲能系統(tǒng)不行；如果存一度電可以放0.9度電出來，說明系統(tǒng)效率很高，“從儲能系統(tǒng)效率來講，按照放電量進行補貼更為合理。”然而，考慮到日益縮緊的國家財政情況，新能源側(cè)儲能得到補貼的可能性不高。

從國際經(jīng)驗來看，英國電力市場比較成熟，該國的獨立儲能電站既能參與政府的儲能采購計劃，還有峰谷價差和TRIAD等收益，有些電站的多重收益甚至能有十三四種。英國甚至出現(xiàn)過170多元人民幣一度的尖峰電價。由于電池儲能系統(tǒng)能迅速響應，有電力企業(yè)每年都能拿到這個尖峰需求。

美國推動建立了儲能系統(tǒng)的投資稅收抵免政策(Investment Tax Credits)，同時購買和安裝儲能系統(tǒng)與太陽能發(fā)電設(shè)施的項目業(yè)主可以獲得30%的投資稅收抵免。該協(xié)議將延續(xù)至2022年，并逐步減少至淘汰（2020年減至26%，2021年減至22%，2022年減至10%）。

韓國從2015年起，開始為配套儲能系統(tǒng)的風電給予額外的可再生能源證書獎勵，配套儲能的風電場權(quán)重分最高達到5.5分；2017年起，安裝儲能系統(tǒng)的光伏電站也可以獲得額外獎勵，權(quán)重為5，“這使得配套儲能的風電光伏電站在可再生能源證書計算中的權(quán)重遠遠高于其他不配套儲能的電站。”


原標題： 探路儲能商業(yè)模式