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一、商業(yè)模式現(xiàn)狀

近年來(lái), 中國(guó)電化學(xué)儲(chǔ)能項(xiàng)目數(shù)量增多。截至2019 年6 月底, 中國(guó)共發(fā)布了61 個(gè)調(diào)頻輔助服務(wù)項(xiàng)目, 規(guī)模共計(jì)813. 3 MW。從區(qū)域分布上看, 廣東市場(chǎng)占有率最大, 共計(jì)25 個(gè),規(guī)模合計(jì)364 MW。單體項(xiàng)目中, 華潤(rùn)海豐電廠項(xiàng)目規(guī)模最大, 為30 MW/15 MW·h。

國(guó)家發(fā)展改革委、國(guó)家能源局等部門積極探索適合儲(chǔ)能發(fā)展的價(jià)格機(jī)制。目前, 已啟動(dòng)?xùn)|北、華北、西北、福建和山西等15 個(gè)電力輔助服務(wù)市場(chǎng)試點(diǎn), 大部分已明確電儲(chǔ)能設(shè)施參與調(diào)峰等交易相關(guān)要求和補(bǔ)償費(fèi)用標(biāo)準(zhǔn)。按照促進(jìn)電網(wǎng)企業(yè)加強(qiáng)成本管理的基本原則, 電儲(chǔ)能設(shè)施、電網(wǎng)所屬且已單獨(dú)核定上網(wǎng)電價(jià)電廠的成本費(fèi)用不得計(jì)入輸配電定價(jià)成本。近年來(lái), 儲(chǔ)能設(shè)施作為電力系統(tǒng)中的重要新型靈活調(diào)節(jié)手段, 在電源側(cè)、負(fù)荷側(cè)和電網(wǎng)側(cè)均發(fā)揮了積極作用。其中, 部分電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能設(shè)施實(shí)現(xiàn)了對(duì)輸電線路和變電設(shè)備的投資替代, 使得建設(shè)經(jīng)營(yíng)成本以及電網(wǎng)企業(yè)提供輸電服務(wù)的費(fèi)用支出具有一定的合理性。下一步, 將對(duì)已建成的電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能設(shè)施運(yùn)行數(shù)據(jù)進(jìn)行梳理研究, 定量分析其對(duì)輸變電設(shè)施的投資替代作用。在此基礎(chǔ)上, 需要研究明確電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能的合理疏導(dǎo)模式, 促進(jìn)電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能規(guī)范發(fā)展。

然而, 我國(guó)某些地區(qū)新能源發(fā)電側(cè)儲(chǔ)能還沒有成熟的商業(yè)模式, 已有多家公司領(lǐng)導(dǎo)提出要力推“新能源+儲(chǔ)能” 協(xié)同發(fā)展模式, 建議出臺(tái)與儲(chǔ)能成本相關(guān)的財(cái)政稅收補(bǔ)貼政策, 成本通過提高新能源消納比例等收益疏導(dǎo)。

二、度電成本分析

工商業(yè)套利場(chǎng)景的運(yùn)行策略通常為兩充兩放, 其中一部分一充一放在平段高峰, 另一部分一充一放在低谷高峰。一般配置時(shí)長(zhǎng)約3 h。由于不同地區(qū)的峰谷時(shí)段差異較大, 一般情況下劃分為6 個(gè)時(shí)段, 分別為2 個(gè)高峰、3 個(gè)平段和1 個(gè)低谷。高峰時(shí)長(zhǎng)約3 h, 2 個(gè)高峰之間摻入3 h 的平段。全國(guó)工商業(yè)峰谷價(jià)差中位數(shù)分別為0. 49 元/ kW·h、0. 54 元/ kW·h。

當(dāng)前我國(guó)用戶側(cè)主要利用儲(chǔ)能進(jìn)行峰谷價(jià)差套利和容量費(fèi)用管理, 截至2020 年12 月底已有26 個(gè)地區(qū)發(fā)布新版銷售電價(jià)表, 其中15 個(gè)地區(qū)制定了峰谷分時(shí)電價(jià), 工商業(yè)及其他峰谷價(jià)差平均值為0. 51 ~ 0. 55 元/ kW·h;中位值為0. 48~0. 52 元/ kW·h,其中北京是峰谷價(jià)差最大的地區(qū), 達(dá)到0. 99 ~ 1. 00 元/ kW·h,上海峰谷價(jià)差夏季達(dá)到0. 81 ~ 0. 83 元/ kW·h。對(duì)比上一輪銷售電價(jià), 江蘇、浙江和安徽峰谷價(jià)差拉大約2 分錢。

儲(chǔ)能度電成本約為0. 51 元/ kW·h,在全國(guó)多數(shù)發(fā)達(dá)省份已基本具備套利空間。儲(chǔ)能度電成本為國(guó)際通用的成本評(píng)價(jià)指標(biāo)。作為目前國(guó)際上通用的儲(chǔ)能成本評(píng)價(jià)指標(biāo), 基于儲(chǔ)能全生命周期建模的儲(chǔ)能平準(zhǔn)化成本, 是對(duì)項(xiàng)目生命周期內(nèi)的成本和放電量進(jìn)行平準(zhǔn)化后計(jì)算得到的儲(chǔ)能成本, 即生命周期內(nèi)的成本現(xiàn)值/ 生命周期內(nèi)放電量現(xiàn)值。根據(jù)相關(guān)研究人員的測(cè)算, 發(fā)現(xiàn)北京、上海和江蘇等發(fā)達(dá)地區(qū)已具備套利空間。

三、里程成本分析

隨著全國(guó)可再生能源裝機(jī)規(guī)?？焖僭黾?電網(wǎng)的沖擊壓力越來(lái)越大, 各省份正在加快構(gòu)建電力輔助服務(wù)市場(chǎng)體系。根據(jù)有關(guān)研究人員統(tǒng)計(jì)的數(shù)據(jù)顯示, 目前全國(guó)范圍內(nèi)除東北、山西、福建、山東、新疆、寧夏和甘肅等8 個(gè)電力輔助服務(wù)市場(chǎng)改革試點(diǎn)之外, 還有河南、安徽、四川、青海、湖北、湖南、貴州和重慶等電網(wǎng)發(fā)布了電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)和交易規(guī)則。自2020 年以來(lái), 全國(guó)各省份至少出臺(tái)23份相關(guān)政策文件, 列舉了與儲(chǔ)能參與電力輔助服務(wù)市場(chǎng)的條款。截至目前, 已有19 個(gè)省份將點(diǎn)儲(chǔ)能納入交易體系, 其中參與調(diào)峰與調(diào)頻是儲(chǔ)能獲取收益的主要來(lái)源。

儲(chǔ)能單位功率的調(diào)節(jié)效率較高, 具有快速和精確的響應(yīng)能力, 里程成本是評(píng)價(jià)儲(chǔ)能電站參與電網(wǎng)一次調(diào)頻或二次調(diào)頻經(jīng)濟(jì)性的重要指標(biāo)?？紤]時(shí)間價(jià)值后, 其算法是對(duì)項(xiàng)目的成本和調(diào)頻里程進(jìn)行平準(zhǔn)化后計(jì)算得到的儲(chǔ)能成本, 即生命周期內(nèi)的成本現(xiàn)值/ 生命周期內(nèi)調(diào)頻里程現(xiàn)值。

儲(chǔ)能里程成本約為3. 93 元/ MW, 多個(gè)省份參與調(diào)頻服務(wù)已具備盈利空間?？紤]到儲(chǔ)能調(diào)頻效率、響應(yīng)調(diào)頻時(shí)間遠(yuǎn)優(yōu)于其他類型機(jī)組, 補(bǔ)償系數(shù)也應(yīng)高于其他類型機(jī)組。在參與調(diào)頻服務(wù)的應(yīng)用場(chǎng)景中, 在保證調(diào)頻里程的前提下, 目前在福建、廣東、蒙西、山西、京津唐、甘肅和四川等多個(gè)省份已基本具備盈利空間。

四、盈利模式分析

儲(chǔ)能行業(yè)應(yīng)用場(chǎng)景豐富, 可將其分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)三類。電源側(cè)對(duì)儲(chǔ)能的需求場(chǎng)景類型較多, 包括電力調(diào)峰、新能源并網(wǎng)等; 電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能主要用于緩解電網(wǎng)阻塞、延緩輸配電擴(kuò)容升級(jí)等; 用戶側(cè)儲(chǔ)能主要用于峰谷價(jià)差套利等。

在“碳達(dá)峰” “碳中和” 目標(biāo)指引下, 風(fēng)電、光伏裝機(jī)將迎來(lái)快速增長(zhǎng), 快速發(fā)展的可再生能源為我國(guó)電力行業(yè)帶來(lái)重要問題, 即現(xiàn)階段高比例的棄風(fēng)棄光問題與未來(lái)電網(wǎng)對(duì)大比例可再生能源并網(wǎng)的調(diào)節(jié)問題?？稍偕茉吹南{問題重視程度不斷升高, 近幾年棄風(fēng)棄光已經(jīng)得到了較好控制。2020 年風(fēng)電累計(jì)發(fā)電量4 732 億kW·h, 同比增長(zhǎng)14. 4%; 光伏發(fā)電2 605 億kW·h, 同比增長(zhǎng)16. 9%。風(fēng)電、光伏累計(jì)發(fā)電量占全部發(fā)電量的比重為9. 5%, 同比提升0. 9%。

棄光、棄風(fēng)率與裝機(jī)量相互制約, 將在2021 年造成一定的消納壓力。由于新增裝機(jī)對(duì)發(fā)電運(yùn)行的結(jié)果反映在第二年, 而棄風(fēng)、棄光率高的地區(qū), 解決存量機(jī)組消納的優(yōu)先級(jí)也會(huì)高于開發(fā)新機(jī)組, 棄光、棄風(fēng)率和裝機(jī)量存在非常明顯的相互制約效果。2020 年新能源的高裝機(jī)量, 勢(shì)必讓2021 年消納面臨非常大的壓力, 特高壓、儲(chǔ)能等技術(shù)解決消納問題的剛需特性增強(qiáng)。另外, 儲(chǔ)能系統(tǒng)參與電源側(cè)的平抑波動(dòng), 可從源頭降低新能源發(fā)電并網(wǎng)功率的波動(dòng)性, 大幅提升新能源并網(wǎng)消納能力。

在電網(wǎng)側(cè), 儲(chǔ)能電網(wǎng)側(cè)應(yīng)用的補(bǔ)償費(fèi)用普遍由發(fā)電廠均攤, 具體盈利機(jī)制各地方有所不同。發(fā)電企業(yè)因提供有償輔助服務(wù)產(chǎn)生的成本費(fèi)用所需的補(bǔ)償即為補(bǔ)償費(fèi)用, 國(guó)家能源局南方監(jiān)管局在 2017 年出臺(tái)了《南方區(qū)域并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則》和《南方區(qū)域發(fā)電廠并網(wǎng)運(yùn)行管理實(shí)施細(xì)則》, 兩個(gè)細(xì)則制定了南方電力輔助服務(wù)的市場(chǎng)補(bǔ)償機(jī)制, 規(guī)范了輔助服務(wù)的收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn), 為電力輔助服務(wù)市場(chǎng)化開辟道路。以廣東地區(qū)為例, 目前 AGC 服務(wù)調(diào)節(jié)電量的補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)可以達(dá)到 80 元/MW·h,電力輔助服務(wù)存在盈利空間。

在用戶側(cè), 為了給儲(chǔ)能套利帶來(lái)可觀空間, 政府開始大力推行峰谷電價(jià)制度。目前我國(guó)省市工業(yè)大戶基本都實(shí)施了峰谷電價(jià)制, 通過降低夜間低谷期電價(jià)、提高白天高峰期電價(jià)的策略來(lái)鼓勵(lì)用戶分時(shí)計(jì)劃用電, 有利于電力公司均衡供應(yīng)電力, 減少發(fā)電機(jī)組過度起停造成的損耗, 降低生產(chǎn)成本, 在一定程度上保證電力系統(tǒng)的安全與穩(wěn)定。

原標(biāo)題：電化學(xué)儲(chǔ)能度電成本、里程成本、盈利模式分析