能源互聯網體系下電儲能盈利模式全解析

2018-03-21 11:34:10 愛能界　點擊量：評論 (0)

儲能是能源互聯網的重要組成部分，不僅能夠顯著提高風、光等新能源的消納水平，支撐微電網運行，推動主體能源由化石能源向可再生能源更替，

儲能是能源互聯網的重要組成部分，不僅能夠顯著提高風、光等新能源的消納水平，支撐微電網運行，推動主體能源由化石能源向可再生能源更替，還能夠為電網運行提供調峰、調頻、需求響應、黑啟動等多種輔助服務，提升電力系統靈活性和安全性。

目前，我國儲能產業經過多年的積累發展，呈現出多元發展的良好態勢：抽水蓄能電站投資建設加快，壓縮空氣儲能、飛輪儲能、鋰離子電池、液流電池等儲能研發應用加速，儲能技術總體上已經初步具備了產業化的基礎。

但是，我們對儲能應用目前所處的階段也要有清醒的認識。我國的儲能技術，除了抽水蓄能，其余大都處在研發示范階段。“人人都認可，就是不賺錢”依然是儲能產業所面臨的真實處境。

儲能的應用場景和盈利模式有哪些？

2017年9月，國家發改委、財政部等五部門聯合印發《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》（發改能源〔2017〕1701號），《意見》提出，“十三五”期間，要建成一批不同技術類型、不同應用場景的試點示范項目，探索一批可推廣的商業模式，培育一批有競爭力的市場主體，最終實現儲能由研發示范向商業化初期過渡。為了幫助我們認清儲能的真正價值，梳理儲能在電力系統中的應用場景及相應的盈利模式十分必要。

儲能在發電側的應用

可再生能源電站的配套服務

在我國風電、光伏裝機規模較大但同時棄風、棄光率也居高不下的“三北”地區，儲能作為新能源發電的配套應用具有一定潛力。儲能應用于這一領域的主要作用是平滑出力、跟蹤計劃出力。由于儲能成本較高，即便考慮投資儲能后能夠減少棄風棄光電量，但其投資回報率仍然較低，電站方主動投資配套儲能的動力不強。此場景下，儲能收益來源于新能源電站減少棄電所帶來的收入，對于早期投運并網、上網電價較高且存在棄電的部分新能源項目有一定吸引力。除此之外，如果未來我國輔助服務市場機制加大了可再生能源電站的考核力度，可再生能源電站配套儲能的意愿將更強烈。

調頻輔助服務

調頻是電力輔助服務的主要內容之一，儲能系統可通過參與調頻輔助服務，對電網起到支撐作用。目前，電力輔助服務領域具備實際操作價值的管理規定多為各區域能監局制定的《兩個細則》。儲能參與調頻輔助服務，大多只能以與火電機組聯合參與的形式進行，商業模式基本采用合同能源管理，由電廠和儲能企業合作，電廠提供場地、儲能接入以及儲能參與調頻市場的資格，由儲能企業做投資、設計、建設、運營、維護，增量調頻收益雙方共享。華北電網的《兩個細則》中，機組的調頻性能對調頻補償收益具備放大效應，由于儲能系統響應速度快、控制精度高、調節性能好，“火電機組+儲能”聯合調頻在華北地區具備一定的經濟效益。值得強調的是，儲能參與調頻的收益受政策波動影響較大，例如山西省《關于鼓勵電儲能參與山西省調峰調頻輔助服務有關事項的通知》(晉監能市場〔2017〕156號)的印發使得山西省成為儲能設備廠商的必爭之地，但隨著2017年底山西省儲能調頻政策的變化，縮小了調頻服務報價范圍，致使儲能的調頻收益大大縮水。

有償調峰輔助服務

我國“三北”地區新能源消納難，電源調峰能力不足是主要原因之一，儲能系統參與電力有償調峰輔助服務有助于彌補電源調峰能力不足的短板。

目前，甘肅省、新疆省、山東省均出臺了電力輔助服務相關政策，且側重于調峰輔助服務市場的建設。儲能用戶可以與火電、風電或光伏電站聯合調峰，或作為獨立市場主體為電力系統提供調峰服務。參與調峰的儲能用戶可在調峰輔助服務平臺通過集中競價進行輔助服務交易，調峰補償費用由火電廠、風電場、光伏電站、水電廠按政策要求進行分攤。另外，2018年1月，南方監管局發布的《南方區域電化學儲能電站并網運行管理及輔助服務管理實施細則(試行)》指出，地市級及以上電力調度機構直接調度的并與電力調度機構簽訂并網調度協議的容量為2MW/0.5小時及以上的儲能電站，根據電力調度機構指令進入充電狀態的，按其提供充電調峰服務統計，對充電電量進行補償，具體補償標準為0.05萬元/兆瓦時。該《細則（試行）》從身份上給予了儲能電站和傳統電廠同等的輔助服務市場地位，并明確了儲能電站的補償標準和考核約束條件，可以預見，《細則（試行）》的出臺將大大提升南方電網區域內儲能參與調峰輔助服務的經濟性，進而推動儲能商業化應用的進程。

在暫沒有建立電力輔助服務市場的地區，由于輔助服務提供方的收益多僅來自于機組增發/少發帶來的電量收益，調峰成本無法疏導，因此儲能在這些地區參與輔助服務經濟性不佳。

儲能在用戶側的應用

用戶側分布式能源應用

2017年10月31日，國家發改委、國家能源局聯合發布了《關于開展分布式發電市場化交易試點的通知》(發改能源〔2017〕1901號)，鼓勵分布式電源“隔墻售電”、就近交易。由于目前試點對分布式電源考核不嚴，簽訂的電力交易合同僅為年（月）度電量交易合同，電力電量平衡由配網運營企業負責，因此分布式電源沒有配套建設儲能的動力。但是一旦交易規則改變，電網不負責兜底，且需要考核分布式發電的交易電量時，那么儲能在分布式能源側的價值將會顯現。

用戶側微電網應用

2017年7月，國家發改委、國家能源局印發了《推進并網型微電網建設試行辦法》的通知（發改能源〔2017〕1339號），《辦法》的出臺，解決了大家對微電網定義方面、以及微電網建設運行過程中存在的爭議，理清了微電網發展思路，對并網型微電網發展具有劃時代的里程碑意義，將大大促進微電網的建設投資。儲能作為微電網必不可少的部分，可以在微電網失去電源的時候為重要負荷持續供電、維持微電網電力供需平衡、作為黑啟動電源幫助微電網快速自愈，以顯著提高微電網的自治性；同時，儲能也能提供調峰等輔助服務、開展需求側響應，以顯著提高微電網的友好性；另外，在今后微電網必須全電量參與電力市場時，儲能還可以減少微電網棄風棄光現象。儲能在微電網中的作用至關重要，在微電網不同運行情況下需要擔負起不同的使命，但是在目前政策條件下，此種場景中儲能的經濟價值還難以定量的衡量。

用電負荷調峰

用電負荷調峰是指儲能以低谷用電和平峰高峰放電的方式，利用峰谷電價差、市場交易價差獲得收益或減少用戶電費支出,同時達到平抑用戶自身用電負荷差和縮小電網峰谷差的目的。由于儲能在用戶側應用的政策存在缺失，通過峰谷價差套利，便成為了目前我國儲能產業僅有的“講的清、算的明”的商業模式，且也是用戶側儲能各類應用直接或間接的盈利模式。對于此種場景，適合于峰谷電價差較高，至少達到0.75元/KWh以上，且用戶負荷曲線較好，負荷搭配儲能能夠較好完成日內電量平衡的企業用戶。但大部分地區的峰谷電價差較低，儲能的投資回收期較長。

用戶節能效益

目前我國工業用戶大多執行兩部制電價，儲能可以通過充放電調節用戶用電曲線，合理地控制好用戶每月最大需量，為企業降低需量電費。此種場景，儲能調節用戶用電曲線，其實質也是通過調峰的過程完成，因此在計算收益的時候，需要和用戶側調峰收益統籌考慮。

用戶需求響應

用戶需求響應是指采取有效的激勵措施，引導用戶進行負荷管理，以使電力需求在不同時間段上得到合理分配，從而提高電力系統的使用效率和可靠性。從目前我國電力需求側管理試點情況來看，一年當中，電力系統需要用戶進行需求側管理的時段較少，因此需求側管理暫不能成為用戶側儲能的主要商業模式。

儲能的商業應用還要邁過哪些坎？

當前，制約儲能大規模商業化應用的關鍵在于儲能成本。打鐵還要自身硬，儲能也需提升自身基本功。電力系統對儲能的能量密度要求較低，但是對其成本和壽命要求較高，因此需要儲能產業從技術創新、產業規模化等多方面來降低儲能成本，提升儲能在電力系統中的適應性，力促儲能應用盈利拐點的盡早出現。

技術成本不斷突破，政策也要跟得上。目前我國儲能扶持政策各地不同且不成體系，儲能獲取回報的機制和結算方式尚不健全，導致儲能價值難以充分衡量，經濟賬道不清算不明。對于儲能發展，不僅要“扶上馬”，更要“送一程”，目前通過出臺補貼政策推動儲能產業發展的可行性不大，因此系統的、頂層的儲能扶持政策設計，對儲能產業則顯得尤為重要。新一輪電力體制改革為儲能發展提供了良好的土壤，只有以市場主導、改革助推的原則，通過市場化的結構設計，推動儲能形成相應的商業模式，保證投資的合理回報，才能從根本為儲能商業化應用保駕護航。

原標題:能源互聯網體系下電儲能盈利模式全解析