行業觀點 | 山東新型儲能(néng)商業模式解析

導讀 //

目前山東新型儲能(néng)主要有獨立儲能(néng)電站和火儲聯合調頻儲能(néng)電站兩(liǎng)種(zhǒng)應用場景，獨立儲能(néng)電站的主要收益來源有容量租賃、現貨市場價差套利和容量電價補償，火儲聯合調頻儲能(néng)電站的主要收益來源爲自動發(fā)電控制(AGC)調頻輔助服務補償，其中火儲聯合調頻儲能(néng)電站收益更高。山東新型儲能(néng)發(fā)展面(miàn)臨的問題主要有獨立儲能(néng)收益具有不确定性，儲能(néng)電站安全運行仍需改進(jìn)，儲能(néng)電站運營商參與電力現貨市場經(jīng)驗不足等。可以通過(guò)加強政策支持、加大技術開(kāi)發(fā)力度、引入先進(jìn)解決方案來加快山東新型儲能(néng)發(fā)展。

1►山東省新型儲能(néng)發(fā)展概況

2021年，山東可再生能(néng)源裝機容量達到5849×10⁴kW，同比增長(cháng)28.8%，占全省電力總裝機容量的33.7%；發(fā)電量912×108kW·h，增幅高達44.6%，占全省電力消耗量的12.4%。根據《山東省可再生能(néng)源發(fā)展“十四五”規劃》，到2025年，全省可再生能(néng)源發(fā)電裝機容量將(jiāng)達到9000×10⁴kW以上。可再生能(néng)源裝機容量不斷增長(cháng)，給山東省電力系統帶來了前所未有的挑戰，也爲山東省儲能(néng)發(fā)展帶來了新的機遇。據CNESA全球儲能(néng)數據庫顯示，截至2021年底，山東省已經(jīng)投運705.7MW新型儲能(néng)項目。2021年，山東省發(fā)布了本省第一批新型儲能(néng)示範項目名單，包括5個調峰類項目和2個調頻類項目，儲能(néng)規模共計520MW/1041MW·h。目前正在推進(jìn)第二批示範項目，共29個項目，包括華潤财金山東東營源網儲一體化示範項目等25個锂電池類項目、山東華電濰坊制氫加氫一體站項目等4個新技術類項目，共計3103MW。

2►山東省新型儲能(néng)商業模式

山東省新型儲能(néng)主要有兩(liǎng)種(zhǒng)應用場景，分别爲獨立儲能(néng)和火儲聯合調頻。

2.1獨立儲能(néng)商業模式

山東獨立儲能(néng)的主要收益來源有容量租賃、現貨市場價差套利和容量電價補償。

2.1.1容量租賃

獨立儲能(néng)電站可以將(jiāng)儲能(néng)系統容量租賃給風電、光伏企業，風光企業獲得上網指标，儲能(néng)企業仍具有儲能(néng)系統的自主運營權和收益權。山東省的獨立儲能(néng)容量租賃費采用市場競價方式，制定最高限價及最低保底價，通常的成(chéng)交價格在330元/kW左右。目前山東省獨立儲能(néng)電站容量出租率僅爲20%左右，這(zhè)主要是因爲儲能(néng)容量租賃費用較高，緻使新能(néng)源企業更傾向(xiàng)于自建儲能(néng)。後(hòu)期随著(zhe)政府部門對(duì)儲能(néng)電站質量監管的逐步加強，預計低質量儲能(néng)電站將(jiāng)會(huì)逐漸減少，獨立儲能(néng)電站容量出租率將(jiāng)得到提升，容量租賃有望成(chéng)爲山東省獨立儲能(néng)電站的主要收益來源。如果能(néng)夠將(jiāng)全部容量租賃，100MW/200MW·h獨立儲能(néng)電站每年的容量租賃收益可達3300萬元。

2.1.2現貨市場價差套利

5MW以上獨立儲能(néng)可參與現貨市場進(jìn)行峰谷價差套利。山東峰谷電價差不大，平均電價差在0.4元/(kW·h)左右。2022年5月，國(guó)家發(fā)展改革委辦公廳、國(guó)家能(néng)源局綜合司發(fā)布《關于進(jìn)一步推動新型儲能(néng)參與電力市場和調度運用的通知》，提到新型儲能(néng)可以作爲獨立儲能(néng)參與電力市場，獨立儲能(néng)電站向(xiàng)電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加[17]。山東省輸配電價爲0.1717元/(kW·h)(單一制)，政府性基金及附加爲0.0271元/(kW·h)。儲能(néng)電站不再承擔輸配電價和政府性基金及附加，能(néng)夠降低充電成(chéng)本，進(jìn)一步擴大山東獨立儲能(néng)參與現貨市場的收益。按充電電價0.1元/(kW·h)、放電電價0.5元/(kW·h)、容量電費0.02元/(kW·h)、充放電效率85%、每年360次充放電計算，100MW/200MW·h獨立儲能(néng)電站每年現貨市場收益爲2196萬元。

2.1.3容量電價補償

2022年3月，山東省發(fā)展改革委印發(fā)《關于電力現貨市場容量補償電價有關事(shì)項的通知》，提出在容量市場運行前，參與電力現貨市場的發(fā)電機組容量補償費用從用戶側收取，電價标準暫定爲每千瓦0.0991元(含稅)。補償機組範圍、補償費用收取(支付)方式等根據《山東省電力現貨市場交易規則(試行)》等規定執行。該《通知》自2022年5月1日起(qǐ)實行，有效期至2026年12月31日[18]。儲能(néng)也可以獲得容量電價補償，100MW/200MW·h獨立儲能(néng)電站每年容量補償收益最高可達4341萬元(按365天算)。在第一批獨立儲能(néng)示範項目進(jìn)入現貨市場交易後(hòu)，在現貨市場價差較小、容量租賃成(chéng)效不理想的情況下，容量電價補償成(chéng)爲獨立儲能(néng)電站的主要收入來源。2022年6月，山東能(néng)源監管辦、山東省發(fā)展改革委、山東省能(néng)源局印發(fā)《關于2022年山東省電力現貨市場結算試運行工作有關事(shì)項的補充通知(征求意見稿)》，提出儲能(néng)電站日發(fā)電可用容量=(儲能(néng)電站核定充電容量/2)×K/24，K爲儲能(néng)電站日可用等效小時(shí)數，包括電站運行狀态、備用狀态下的小時(shí)數(初期電化學(xué)儲能(néng)電站日可用等效小時(shí)數暫定爲2h，壓縮空氣儲能(néng)等根據實際運行情況認定。引入K值後(hòu)，電化學(xué)儲能(néng)電站容量補償收入相當于原來的1/12，電化學(xué)儲能(néng)電站容量電價補償收入大幅下滑。爲引導可調節負荷削峰填谷，將(jiāng)從2022年9月起(qǐ)對(duì)可調節負荷試行基于峰荷責任法的容量補償電價收取方式。在新能(néng)源大發(fā)、發(fā)電能(néng)力充裕的時(shí)段，容量補償電價按照基準價[99.1元/(MW·h)]乘以谷系數K1(K1取值0～50%)收取；在發(fā)電能(néng)力緊張的時(shí)段，容量補償電價按照基準價乘以峰系數K2(K2取值100%～160%)收取；其他時(shí)段容量補償電價維持基準價不變。儲能(néng)電站充電時(shí)需繳納容量補償電價，目前按照固定價格99.1元/(MW·h)繳納，在新政策下，儲能(néng)電站在谷段充電時(shí)，隻需要繳納基準價99.1元/(MW·h)的0～50%，可以節省一部分充電成(chéng)本。

2022年7月22日，山東省人民政府發(fā)布《關于印發(fā)2022年“穩中求進(jìn)”高質量發(fā)展政策清單(第四批)的通知》，要求推動獨立儲能(néng)示範項目積極參與電力現貨交易，暫按電力市場規則中獨立儲能(néng)月度可用容量補償的2倍标準執行[20]。按照新政策，100MW/200MW·h獨立儲能(néng)電站每年容量補償收益降至723萬元(按365天算)，收益下滑明顯。

2.2火儲聯合調頻商業模式

山東火儲聯合調頻儲能(néng)電站的主要收益來源爲AGC(自動發(fā)電控制)調頻輔助服務補償。

儲能(néng)電站與火力發(fā)電廠共同參與AGC調頻市場報價，根據《山東電力輔助服務市場運營規則(試行)(2021年修訂版)(征求意見稿)》，調頻輔助服務市場日前出清按照“價格/性能(néng)優先，時(shí)間優先，按需調度”的原則，根據市場主體的調頻服務排序價格從低到高依次進(jìn)行出清，直至中标市場主體調頻調節速率總和滿足電網調頻調節速率需求值，中标市場主體的最高調頻服務申報價格作爲調頻服務的出清價格。調頻服務排序價格=市場主體調頻服務申報價格，其中爲市場主體曆史調節性能(néng)綜合指标，曆史周期暫定爲一星期。

調頻輔助服務補償按機組或儲能(néng)設施爲單位計量、結算，補償和分攤費用按日統計，按月結算。

式中：D爲每日調節量總和；爲機組當天的調節性能(néng)指标分别爲調節速率、調節精度和響應時(shí)間；爲AGC輔助服務補償出清價格；爲AGC輔助服務貢獻率，初期暫定直調公用火電機組AGC貢獻率爲1.0，儲能(néng)設施AGC貢獻率爲0.1。

2021年，山東將(jiāng)調頻輔助服務市場交易價格限值由8元/MW提升至12元/MW，配有儲能(néng)的火電調頻機組基本按照最高價出清，大約1min接收一個AGC指令。

目前山東有2座火儲聯合調頻電站，分别爲華電國(guó)際萊城電廠和大唐臨清熱電，分别配備9MW/4.5MW·h和9MW/9MW·h儲能(néng)電站。增加儲能(néng)後(hòu)，火電機組綜合值和調節裡(lǐ)程明顯增加，從而提高火電機組調頻補償收入。根據國(guó)家能(néng)源局山東監管辦公室公布的《火電“兩(liǎng)個細則”及輔助服務市場結算情況》，華電國(guó)際萊城電廠儲能(néng)電站2021年12月下旬投運後(hòu)，電廠調頻月度補償收入明顯增加，2022年1～6月平均月度補償收入739.6萬元；大唐臨清熱電儲能(néng)電站2022年4月投運後(hòu)，2022年5～6月平均月度補償收入增加至523.3萬元，見下表。

2021年7月至2022年6月，山東省調頻輔助服務市場月度總補償不斷增加，從0.26億元增加至1.35億元。随著(zhe)現貨市場進(jìn)程不斷深入，山東調頻輔助服務需求將(jiāng)不斷增加，山東目前隻有2座火儲聯合調頻儲能(néng)電站，短期内將(jiāng)保持較高收益。

3►山東省新型儲能(néng)發(fā)展面(miàn)臨的問題及應對(duì)措施

山東省新型儲能(néng)發(fā)展面(miàn)臨的問題及應對(duì)措施中國(guó)正處于新型電力系統構建和電力市場改革的初期階段，各個省份新能(néng)源發(fā)電占比和消費結構各不相同，對(duì)于新型儲能(néng)的需求也有所不同，如何制定适合本地新型儲能(néng)發(fā)展的行業政策尚無成(chéng)熟經(jīng)驗。目前，與儲能(néng)相關的行業政策仍處于不斷修改和完善中，新型儲能(néng)電站的商業模式也随著(zhe)政策的變化而有所不同。筆者針對(duì)山東新型儲能(néng)發(fā)展面(miàn)臨的問題及應對(duì)措施分析如下：

①獨立儲能(néng)收益具有不确定性。随著(zhe)山東獨立儲能(néng)容量補償基數的降低，未來容量租賃和現貨市場價差套利將(jiāng)成(chéng)爲山東獨立儲能(néng)電站的主要收益來源。由于山東儲能(néng)沒(méi)有參與中長(cháng)期交易市場，儲能(néng)電站無法獲得固定收益，準确預判現貨市場峰谷電價將(jiāng)決定儲能(néng)在現貨市場的收益，但這(zhè)一預判工作難度較大，具有較大的不确定性。山東省儲能(néng)容量租賃費較高，新能(néng)源企業更傾向(xiàng)于自建儲能(néng)電站，若後(hòu)期新能(néng)源企業仍以自建儲能(néng)電站爲主，獨立儲能(néng)電站容量出租率或難有較大提高，將(jiāng)影響山東獨立儲能(néng)電站容量租賃收入。1座容量100MW/200MW·h的獨立儲能(néng)電站按投資4.2億元、30%項目資本金、8%内部收益率計算，每年收益需在6400萬元，目前條件下儲能(néng)電站每年收益僅爲3000萬元左右，很難收回成(chéng)本。增加獨立儲能(néng)收益需要政策的支持，通過(guò)加大電力市場峰谷電價差提高儲能(néng)在現貨市場的收益，加強儲能(néng)的統籌規劃提高儲能(néng)的出租率，可以提高山東獨立儲能(néng)的收益，帶動山東獨立儲能(néng)的發(fā)展。

②儲能(néng)電站安全運行仍需改進(jìn)。目前儲能(néng)電站以锂離子電池儲能(néng)技術爲主，在夏季高溫條件下運行存在安全隐患。提高儲能(néng)電站安全性，可以通過(guò)采用安全性更高的新型儲能(néng)技術和提高锂離子電池安全設計水平來實現。2022年3月初，山東省能(néng)源局印發(fā)《關于開(kāi)展2022年度儲能(néng)示範項目庫征集工作的通知》，要求儲能(néng)示範項目涵蓋锂電池、壓縮空氣、液流電池、煤電儲熱、制氫儲氫及其他新型儲能(néng)調峰項目，壓縮空氣、液流電池等新技術的應用將(jiāng)提升山東儲能(néng)電站安全性。同時(shí)，锂離子電池儲能(néng)系統設計、監控預警、消防設計等也在不斷完善，將(jiāng)會(huì)逐漸降低山東儲能(néng)電站的安全風險。

③參與電力現貨市場經(jīng)驗不足。現貨市場將(jiāng)是未來山東省獨立儲能(néng)電站的主要收益來源之一。但是儲能(néng)參與現貨市場的經(jīng)驗不足，目前一些儲能(néng)電站主要由工程師根據天氣、其他電源情況等因素人工預測充放電時(shí)間，往往與實際峰谷時(shí)段存在偏差。通過(guò)引入人工智能(néng)，綜合考量天氣、能(néng)源價格、電源故障、需求等因素預測充放電時(shí)間，有望減小偏差，提升儲能(néng)在現貨市場的盈利水平。

來源：山東省新型儲能(néng)政策與商業模式解析[F]. 李晨飛，黃輝，嶽芬.  中外能(néng)源. 2022(11）；有删減

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