為實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰、碳中和目標(biāo)，風(fēng)電、光伏將以更大規(guī)模發(fā)展已成為社會共識。而隨著電力系統(tǒng)調(diào)峰、調(diào)頻壓力越來越大，安全、環(huán)保、低成本的儲能技術(shù)也將成為未來碳中和目標(biāo)下能源轉(zhuǎn)型的必然選擇。2021年的儲能市場也反映了這種趨勢，根據(jù)最新的數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)，2021全年規(guī)劃、投產(chǎn)、在建的獨(dú)立儲能電站總規(guī)模超過了17吉瓦/34吉瓦時(shí)，涉及20多個(gè)省區(qū)，成為2021年儲能發(fā)展的一大亮點(diǎn)。儲能電站開始真正作為一種獨(dú)立的身份，和其他發(fā)電形式平起平坐。
但在喜人的規(guī)模數(shù)據(jù)之外，還應(yīng)該看到獨(dú)立儲能的模式之所以在全國各地得到快速推廣，本質(zhì)上還是新能源按比例強(qiáng)制配儲或競爭性配儲的規(guī)則所致。而這種方式僅是為解決電網(wǎng)的平衡問題而采取的折中或過渡手段，未來仍然需要通過電力市場化改革去解決獨(dú)立儲能面臨的問題。
目前獨(dú)立儲能商業(yè)模式存在的問題
誰應(yīng)該承擔(dān)成本?
在早些時(shí)候，電網(wǎng)側(cè)儲能投資者的商業(yè)邏輯是為電網(wǎng)提供各類服務(wù)，并希望通過輸配電價(jià)將成本疏導(dǎo)至用戶，但該模式在有效監(jiān)管機(jī)制方面尚不成熟，因此，2019年出臺的《輸配電定價(jià)成本監(jiān)審辦法》，以及2020年出臺的《省級電網(wǎng)輸配電價(jià)定價(jià)辦法》，均明確規(guī)定電化學(xué)儲能不能計(jì)入輸配電定價(jià)成本。此后該模式戛然而止。
電網(wǎng)側(cè)不能繼續(xù)建設(shè)儲能，但是調(diào)峰的壓力卻一直存在，那么建設(shè)儲能的任務(wù)又通過配額的方式“轉(zhuǎn)移”給了電源側(cè)。多個(gè)省(區(qū))的能源主管部門要求新能源企業(yè)配置一定比例的儲能，配置比例通常在10%~20%。經(jīng)過粗略計(jì)算，一個(gè)光伏發(fā)電站如果按照20%的比例配置2小時(shí)的儲能，考慮到折舊、維護(hù)、資金成本等因素，度電成本將會上升0.1元/千瓦時(shí)左右。在目前平價(jià)上網(wǎng)的趨勢下，這將一定程度地增加新能源場站的資金壓力。
按照“誰收益，誰付費(fèi)”原則，簡單通過并網(wǎng)要求將儲能的建設(shè)成本轉(zhuǎn)移到新能源身上是有待商榷的，雖然風(fēng)、光發(fā)電具有波動性，但一方面新能源發(fā)電的低碳效益是由全社會享受的，用戶既用到了清潔綠色的電能，又沒有受到新能源波動性的實(shí)際影響。如果只讓新能源企業(yè)承擔(dān)全部的儲能成本，似乎不完全公平，也不符合鼓勵(lì)綠色能源的發(fā)展方向。另一方面強(qiáng)制配置的儲能容量比例和裝機(jī)時(shí)長缺乏足夠的依據(jù)，若在多個(gè)方案中進(jìn)行選擇，新能源企業(yè)可能更傾向于選擇低成本解決方案，如在部分時(shí)段選擇棄電。實(shí)際上，將儲能裝機(jī)配額作為新能源發(fā)電項(xiàng)目并網(wǎng)條件，也并不能確保儲能的建設(shè)質(zhì)量，后續(xù)監(jiān)督運(yùn)行更難做到，最終難以實(shí)現(xiàn)調(diào)峰的效果。在這樣的大背景下，使得一方面為新能源場站提供并網(wǎng)指標(biāo)、推動電力低碳轉(zhuǎn)型，另一方面可提供其他電網(wǎng)服務(wù)的獨(dú)立儲能電站得到了發(fā)展機(jī)遇。
收益如何?
租賃費(fèi)收入：根據(jù)國家發(fā)改委發(fā)布的《關(guān)于鼓勵(lì)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》，確定了新能源場站可以通過租賃的模式租用獨(dú)立儲能電站的容量。租賃費(fèi)目前沒有明確的官方標(biāo)準(zhǔn)，主要基于項(xiàng)目的收益要求，通過反推進(jìn)行測算?？梢哉f，容量租賃費(fèi)是目前獨(dú)立儲能最主要的收益來源之一，是決定獨(dú)立儲能項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性的最關(guān)鍵因素。目前的租賃費(fèi)大致在300元/千瓦/年左右，如果按照一個(gè)100兆瓦容量的儲能電站計(jì)算，一年的租賃費(fèi)意味著約3000萬元左右的穩(wěn)定現(xiàn)金流。
調(diào)峰收入：調(diào)峰是租賃費(fèi)以外的重要收入保證，目前頒布有專門針對獨(dú)立儲能調(diào)峰價(jià)格的地區(qū)還比較少，主要有山東(0.2元/千瓦時(shí))，青海(0.5元/千瓦時(shí))，新疆(0.55元/千瓦時(shí))等。以一個(gè)100兆瓦/200兆瓦時(shí)的磷酸鐵鋰儲能電站為例，按照500小時(shí)調(diào)峰數(shù)，0.5元/千瓦時(shí)的價(jià)格測算，一年的調(diào)峰收入是2500萬元左右。
若按照總投資4億元(系統(tǒng)單位建設(shè)成本按2000元/千瓦時(shí)計(jì)算)，年收入5500萬元(租賃費(fèi)+調(diào)峰)計(jì)算，不包含運(yùn)維、折舊等因素，項(xiàng)目的靜態(tài)回收期超過7年，這還是在比較理想且不考慮其他運(yùn)營成本等情況下的測算，顯然靠這兩項(xiàng)收入尚不足以支撐獨(dú)立儲能獲得較好且穩(wěn)定持續(xù)的收益回報(bào)，未來還需要擴(kuò)展收益渠道。
2021年底之前發(fā)布的新版“兩個(gè)細(xì)則”明確了儲能可以作為獨(dú)立的輔助服務(wù)主體，并且豐富了輔助服務(wù)的品種，給予了獨(dú)立儲能拓展盈利模式的希望。2021年12月，山西能監(jiān)辦發(fā)布了《山西獨(dú)立儲能電站參與電力一次調(diào)頻市場交易實(shí)施細(xì)則(試行)》，獨(dú)立儲能電站可通過市場競價(jià)方式為系統(tǒng)提供一次調(diào)頻輔助服務(wù)，收益根據(jù)調(diào)頻里程、性能確定。這也是繼AGC調(diào)頻之后，為儲能打通了一次調(diào)頻的收益渠道。從國際發(fā)展經(jīng)驗(yàn)看，在歐洲、美國等國家和地區(qū)，一次調(diào)頻已經(jīng)是付費(fèi)的輔助服務(wù)項(xiàng)目，并且電化學(xué)儲能發(fā)揮了重要的作用，起到了良好的調(diào)頻效果。未來隨著可再生能源比例大幅提高，系統(tǒng)轉(zhuǎn)動慣量存在越來越不足的情況，在這樣的背景下，一次調(diào)頻成為有償服務(wù)也有助于激勵(lì)優(yōu)質(zhì)調(diào)頻資源參與系統(tǒng)服務(wù)。
但需要指出的是，調(diào)頻的市場容量是有限的。目前山西省AGC調(diào)頻的總補(bǔ)償費(fèi)用大致是4億元，一次調(diào)頻即便達(dá)到相似的補(bǔ)償量，僅靠調(diào)頻也無法支撐大規(guī)模儲能的收益。如果不能突破目前發(fā)電企業(yè)之間的輔助服務(wù)補(bǔ)償“零和游戲”的框架，其輔助服務(wù)的市場空間將仍然有限，在整個(gè)全社會電費(fèi)成本中占比不會明顯上升，難以支撐未來以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)對調(diào)節(jié)資源的規(guī)?；枨?。
在現(xiàn)有政策環(huán)境下，調(diào)頻的未來收益存在不確定性。更多主體加入，市場會出現(xiàn)飽和的情況，補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)也會隨之降低。儲能調(diào)頻的新進(jìn)入者會面臨較大的市場風(fēng)險(xiǎn)，已經(jīng)回收成本的參與者可能會傾向于較低的報(bào)價(jià)確保中標(biāo)，使得新進(jìn)入者難以收回投資。
獨(dú)立儲能電站未來展望
市場化環(huán)境下存在的風(fēng)險(xiǎn)
儲能發(fā)展本質(zhì)上還是需要解決服務(wù)價(jià)值是否大于成本的問題，要解決目前商業(yè)模式上遇到的問題，關(guān)鍵還是建立完善的市場化成本疏導(dǎo)機(jī)制，由市場發(fā)現(xiàn)價(jià)格。不過，即使有了完善的市場機(jī)制，也并不意味著儲能就“高枕無憂”，市場化同樣也意味著風(fēng)險(xiǎn)。獨(dú)立儲能電站的投資也會面臨著以下主要的風(fēng)險(xiǎn)：
一是更復(fù)雜的運(yùn)行策略，在市場機(jī)制沒有完全建立之前，目前的調(diào)頻補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)和峰谷價(jià)差還是屬于給定標(biāo)準(zhǔn)，獲得的收益是固定值，儲能電站是單純的價(jià)格接受者，運(yùn)行策略比較簡單，相應(yīng)的容量和收益測算也都比較容易。但是在成熟市場化條件下，電價(jià)由實(shí)際的電力不平衡情況決定，一個(gè)市場參與者(如儲能電站)，對全網(wǎng)的不平衡電量以及其他主體報(bào)價(jià)策略難以掌握，而且這些信息幾乎是瞬時(shí)確定的。每一個(gè)參與者實(shí)際是在和整個(gè)電網(wǎng)調(diào)度實(shí)時(shí)博弈，報(bào)價(jià)策略以及充放電會變得非常復(fù)雜，其背后牽扯的投資決策也會變得更加困難。
二是價(jià)格套利空間難以預(yù)測，隨著光伏發(fā)電比例的提升，未來電價(jià)可能呈現(xiàn)出白天低、夜晚高的情況，類似于鴨型曲線。風(fēng)力發(fā)電一般白天較小、晚上較大，對光伏發(fā)電的波動會有緩和作用。儲能電站的策略一般是在新能源白天高峰階段儲電，在新能源小發(fā)、常規(guī)電源不足以支撐電網(wǎng)負(fù)荷的時(shí)段放電，獲得較高電價(jià)。但是由于季節(jié)性因素，以及電動汽車V2G等隨機(jī)性、替代性調(diào)節(jié)手段的影響，峰谷價(jià)差可能會隨機(jī)變化，即可能出現(xiàn)高昂價(jià)差，類似于“充放一個(gè)月吃一年”的情景，也有可能出現(xiàn)價(jià)差甚至不如原來目錄電價(jià)水平的情況(類似于2019年廣東等地現(xiàn)貨市場試點(diǎn)情況)。套利空間存在隨機(jī)性，具體與波動性電源與調(diào)節(jié)資源的容量比例相關(guān)，考慮到2021年冬季個(gè)別地方出現(xiàn)的電力供應(yīng)問題，若“十五五”期間我國仍保留相當(dāng)數(shù)量的傳統(tǒng)電源充當(dāng)調(diào)節(jié)資源，則還是有可能存在電力供過于求的情況，對于儲能的套利空間是一種影響。
三是可替代產(chǎn)品的風(fēng)險(xiǎn)，電力負(fù)荷實(shí)際上具有很強(qiáng)的尖峰特性(全年負(fù)荷超過最大負(fù)荷90%的時(shí)段很少，基本不到2%)，新能源的日發(fā)電曲線也是具有明顯的尖峰特性，尤其是光伏發(fā)電。相對于一次投入巨大的獨(dú)立儲能電站，其他靈活性調(diào)節(jié)手段如可控負(fù)荷(我國夏季高峰時(shí)段空調(diào)負(fù)荷最高超過3億千瓦)，以及規(guī)模越來越大的電動汽車充電負(fù)荷，通過有序充電和V2G形式，也可以為電網(wǎng)提供億千瓦級別的調(diào)節(jié)能力。當(dāng)然未來需求側(cè)響應(yīng)和電動汽車聚合的實(shí)際調(diào)節(jié)能力目前難以估量，但這二者在參與調(diào)解方面無疑具備極大的潛力。所以在儲能調(diào)峰存在較多可替代產(chǎn)品的情況下，其競爭力需要基于多方面因素仔細(xì)考量。
獨(dú)立儲能發(fā)展建議
在低碳轉(zhuǎn)型的大背景下，儲能作為獨(dú)立主體要發(fā)展，歸根結(jié)底還是要解決市場化成本的疏導(dǎo)問題。同樣，在完善的市場機(jī)制下，儲能還面臨著多變環(huán)境下的運(yùn)行策略、電價(jià)機(jī)制、交易機(jī)制等問題。
儲能在工程層面的技術(shù)先進(jìn)性與經(jīng)濟(jì)競爭力永遠(yuǎn)是自身發(fā)展的最重要因素。此外，儲能的發(fā)展必須依靠于電力-能源大體系改革的穩(wěn)步推進(jìn)，儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展不是孤立的，而是與整個(gè)電力系統(tǒng)的轉(zhuǎn)型深度綁定，良好的政策環(huán)境以及市場規(guī)則能夠?yàn)楠?dú)立儲能的發(fā)展起到保駕護(hù)航的作用。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2022年03期，作者單位：中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟
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