新型储能盈利模式的分析探讨.doc

新型储能盈利模式的分析探讨新型储能在提升电力系统调节能力、综合效率和安全保障作用方面能发挥较大作用，在建设以新能源为主的新型电力系统以及实现“双碳”目标的大背景下，新型储能的作用更加凸显。根据储能在电力系统中的位置不同，新型储能一般分为4类：独立储能、电源侧储能、用户侧储能和电网侧储能。目前而言，国家层面针对新型储能产业发展出台了一系列支持政策。但是，在电价机制方面稍显缺失，仅在相关产业支持政策中提出了原则意见或探索方向，比如：关于加快推动新型储能发展的指导意见（发改能源规20211051号）提出：“建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间”。由于配套政策在研究探索中，导致新型储能盈利模式并不明朗，有点“雾里看花”的感觉。抛开少数省份自行出台的独立调峰价格政策外，我们认为现阶段新型储能根据其属性不同，主要有两种盈利模式：峰谷价差套利模式、电量电价收入模式。1.峰谷价差套利模式，主要适用于独立储能电站、用户侧配套储能电站。储能电站在低谷时向电网买电、储存电能，在高峰时释放电能、向用户卖电，利用峰谷价差实现套利，获取购销价差收入。2021年国家发改委出台了关于进一步完善分时电价机制的通知（发改价格20211093号），其中一大亮点就是要求合理拉大峰谷电价价差，可以理解为加快储能发展释放的强烈的价格信号。峰谷价差的拉大，在电力现货市场，有利于储能企业通过价差套利低买高卖。对于独立储能电站，以通过形成合理的峰谷电价价差为核心，积极参与电力市场，在市场上发挥高峰供电作用，服务于特定用户电力需求并获取高峰时段价差收入；对于用户侧配套储能电站，作为特殊“用户”的一部分，主要服务于与其配套的用户，通过优化负荷曲线、需量管理、支撑综合能源服务以及需求侧响应等作用，降低用户用能成本，提升用户供电可靠性。从湖北来看，2021年新出台的峰谷分时电价政策，进一步拉大了尖峰、低谷价差，有利于加快推动新型储能发展。储能企业在低谷时段(晚上11点至第二天凌晨7点，8个小时)充电，正是晚上休息时间，这个时候，企业用电的价格仅仅是平段基础电价的0.48倍。而高峰时段（上午9点到下午3点，6个小时）放电向用户供电，正是上班生产时间，这个时候，储能卖出电价是平段基础电价的1.49倍，高峰、低谷价差达到了1.01倍，也就意味着度电价差资金超过了工商业的平段基础电价水平（约0.6元-1元）。科学合理调度生产运行方式，利用较高的购销价差来获取较高的收益。在美国加州，独立储能电站参与电力市场IRR（内部收益率）可达19.1%，其中“峰谷价差套利”就是其收入来源的一部分！如下图表：美国独立储能参与电力市场IRR可达19.1%资料来源：Lazard，中金公司研究部据悉，2022年2月底和3月初，山东省留格国投储能、滕源华电储能、关家三峡储能和全福华能储能4家电站先后在电力交易中心完成注册公示，成为全国首批参与电力现货市场的独立储能电站。目前山东电能量市场日最高电价价差已经超过1元/千瓦时，套利空间较大。如果储能电站能够合理制定竞价策略，其有望得到较好收益。2.电量电价收入模式，主要适应于电源侧储能电站。新能源企业为获取新能源项目指标，主动按照政府强制要求配置一定的储能设施。收益来源是减少弃风弃光电量和“两个细则”考核费用，储能电站多数仅作为新能源项目的成本项。对于电源侧储能，主要服务于所配套电源，优化电源上网供电曲线，支撑风电、光伏等非化石能源电源符合电源可控性要求，降低市场收入风险，增加发电收入。目前，湖北已经有三个共享储能项目，黄梅储阳、大唐浠水巴河、大唐龙感湖。上述共享储能参与主体实际上就是，一个30MW/60MWh的储能电站和两个光伏电站。在两个光伏电站的发电高峰时段，有部分弃光量，利用储能电站存储，光伏发电低谷时，储能电站向系统释放电能。这部分存储-释放电量的收益，由储能电站和光伏电站分享。一方面，对于风光等新能源企业，最大限度减少弃风弃光，发挥较好的经济效益；另一方面，配套储能可优化电厂出力，参与市场高峰时段交易，提高收益水平。在美国德州，光储项目参与电力市场IRR（内部收益率）可达24.2%，其中“峰谷价差套利”是其收入来源的主要部分！如下图表：美国光储项目参与电力市场IRR（内部收益率）可达24.2%资料来源：Lazard，中金公司研究部电网侧储能又包括电网替代性储能设施和电网侧储能电站。其中：电网替代性储能设施，一般不能独立运行，只是电网建设投入的一种技术手段，可以减少变电容量及输配电线路的建设，降低电网投资。电网侧储能电站，一般可以独立运行，具备调峰、调频、事故备用等功能，由电网调度控制，用以保障电力系统安全稳定运行或提升电网经济性。电网侧储能投资受到国家严格监管，2019年出台的输配电定价成本监审办法及2020年出台的省级电网输配电价定价办法，均明确规定电化学储能投资不能计入输配电定价成本。因此，电网侧储能只有履行了严格的审核程序、经政府主管部门批准后方可投资建设，方能纳入输配电有效资产，通过输配电价回收。结论：总体来看，新型储能和抽水蓄能二者作用高度相似，都是提升发电容量充裕度、保障新型电力系统安全稳定运行的重要支撑。但相较抽水蓄能价格机制，新型储能尚存在诸多问题。国家针对抽水蓄能已经出台了容量电价机制，但对于新型储能，却无法同等享受容量电价政策，似乎不太合理，影响储能项目发展速度和质量。尤其值得注意的是，无论是价差套利模式还是发电电价收入模式，都是市场行为，面临着多变环境下的运行策略、电价机制、交易机制等问题，存在风险和不确定性。最根本的是要解决市场化成本的疏导矛盾。结合十四五储能规划，建议国家层面尽快深入研究，参照抽水蓄能，建立符合新型储能特点的容量电价机制，助力新型储能具有稳定合理的收益来源。5