《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》指出，新型儲能是構建新型電力系統(tǒng)的重要技術和基礎裝備，是實現(xiàn)碳達峰碳中和目標的重要支撐，也是催生國內能源新業(yè)態(tài)、搶占國際戰(zhàn)略新高地的重要領域。隨著可再生能源裝機規(guī)模快速增長，電力系統(tǒng)對各類調節(jié)性資源需求迅速增長，新型儲能呈現(xiàn)出強勁的發(fā)展勢頭，項目加速落地，裝機快速提升。在異?；馃岬氖袌霰澈?，新型儲能項目的盈利能力備受關注。如何實現(xiàn)項目的經濟效益、合理反映其在電力系統(tǒng)中的價值，是激發(fā)社會主動投資意愿、引導新型儲能產業(yè)健康可持續(xù)發(fā)展的關鍵問題之一。
本文對現(xiàn)階段電源側、電網側和用戶側新型儲能的盈利能力進行分析，在此基礎上研究認為，目前源網側儲能具備良好的成長性，工商業(yè)儲能是最具商業(yè)投資價值的細分市場。投資者在參與儲能市場時應注重優(yōu)質項目的選擇，同時關注市場變化等情況，以把握機遇并取得長期回報。
（來源：中能傳媒能源安全新戰(zhàn)略研究院 作者：楊永明）
一新型儲能盈利能力分析
隨著國內儲能相關政策持續(xù)完善、市場環(huán)境不斷優(yōu)化，儲能項目盈利渠道逐漸疏通。在電源側，火電站配置儲能提供調頻等輔助服務是當前經濟性較高的儲能應用之一，新能源配儲的盈利空間尚未得到充分開發(fā)，經濟性不顯著。電網側獨立儲能逐步擺脫接入位置的約束，提供多重服務，既可以滿足強制配儲要求，又可以通過租金收益、輔助服務收益等提升經濟效益，商業(yè)價值逐步顯現(xiàn)。用戶側儲能以峰谷電價差套利為主要收益模式，相比電源側、電網側儲能，目前用戶側儲能中工商業(yè)儲能的盈利模式最為成熟清晰。
（一）電源側儲能
發(fā)電側儲能建在各個火電廠、風電場、光伏電站，是各種類型的發(fā)電廠用來促進電力系統(tǒng)安全平穩(wěn)運行的配套設施。根據用途的不同，電源側新型儲能一般與常規(guī)火電機組或與新能源發(fā)電機組聯(lián)合配置。
1與火電聯(lián)合
火電配儲能，即火電廠加裝儲能設施，通過火儲聯(lián)合調頻方式，發(fā)揮儲能快速響應優(yōu)勢，從技術上縮短火電機組響應時間，提高火電機組調節(jié)速率及調節(jié)精度，提升火電對電力系統(tǒng)的響應能力，被視為當前主要的調頻手段之一。
國家能源局此前頒布的《并網發(fā)電廠輔助服務管理實施細則》與《發(fā)電廠并網運行管理實施細則》等文件，為火儲聯(lián)調項目確立了補償機制。近幾年火電配電化學儲能在我國已有廣泛應用，山西、廣東、內蒙古、河北等地都有發(fā)電側火儲聯(lián)合調頻項目。
從盈利模式來看，與火電聯(lián)合配置的儲能主要通過提高電廠調頻響應能力、參與調頻輔助服務而獲取收益。
在實際操作中，火儲聯(lián)調項目參與的是電力輔助服務市場中的AGC（Automatic Generation Control，自動發(fā)電控制）調頻（二次調頻）市場，火電廠調頻效果主要由機組綜合性能指標K值來體現(xiàn)，通過加裝儲能設施，火電廠機組綜合性能指標K值可以提高2至3倍，調頻能力明顯提高。調頻效果越好，收益也越高。根據相關介紹，一個60萬千瓦的火電機組若配置3%的電化學儲能，項目調頻收益可達200萬～300萬元，投資回收期為4～5年。
2018年以來，在各地輔助服務政策的支持下，儲能輔助火電AGC調頻成為國內儲能行業(yè)為數不多、門檻較高且率先實現(xiàn)商業(yè)化的運營模式。目前來看，火電站配置儲能提供調頻等輔助服務是當前經濟性較高的儲能應用之一。
從市場前景來看，和電能量調節(jié)相比，調頻輔助服務市場空間較小，大量儲能技術涌入調頻市場必然對調頻價格造成較大沖擊。短期看，一些裝機規(guī)模較大、自身調節(jié)能力較強的火電機組在進行儲能配置的改造后，收益會更有保障。長期看，隨著頂層設計、配套機制的不斷完善，火儲聯(lián)調未來還會拓展到一次調頻市場，從而進一步拓寬盈利渠道，收益空間會更加明朗。
案例
2021年11月，上海電氣首個火儲聯(lián)合調頻項目——廣東粵電大埔電廠儲能調頻項目通過儲能性能試驗及儲能聯(lián)合機組試驗和試運行階段，正式投入商業(yè)運營。該項目是在廠內2×600MW燃煤發(fā)電機組側安裝建設一套18MW/9MWh儲能調頻系統(tǒng)，并采用先進的鋰電池和EMS能量管理技術，以“一拖二”方式與其中一臺機組聯(lián)合響應電網AGC調度指令，以此獲得調頻收益。經過連續(xù)兩個30天試運行，項目整體表現(xiàn)不俗，2臺機組綜合性能指標進入市場前10%，調頻凈收益在市場排名前列。
2與新能源聯(lián)合
新能源配儲能，即風電、光伏等新能源發(fā)電站在場區(qū)內建設儲能設施，作為電站的配套設備，包括風儲、光儲、風光儲多能互補等具體形式。鑒于風電和光伏發(fā)電的間歇性和波動性等特征，新型儲能作為新能源的“穩(wěn)定器”，能夠平滑新能源輸出，是提升地區(qū)消納空間的有效途徑。
2021年7月，國家能源局印發(fā)《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網規(guī)模的通知》提出，為鼓勵發(fā)電企業(yè)市場化參與調峰資源建設，超過電網企業(yè)保障性并網以外的規(guī)模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上）配建調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優(yōu)先并網。截至目前，國內大部分省份已明確要求并網新能源項目按一定功率配比配置儲能，主管部門在項目審批、并網等環(huán)節(jié)對新能源電源側配儲能項目也給予一定傾斜。對于新能源開發(fā)建設來說，配儲幾乎成為標配。
從盈利模式來看，與新能源聯(lián)合配置的儲能主要通過降低棄風棄光電量增加電費收入，通過支撐新能源電站參與電力現(xiàn)貨和輔助服務市場獲取更高收益。另外，國家能源局提出要加強儲能并網運行管理，推動建立儲能電站運行效果評估與考核機制，將儲能電站納入“兩個細則”考核范圍，新能源配建儲能與新能源電站一起參與考核，減少考核支出，提升儲能電站運行水平。
目前來看，新能源配儲的盈利空間尚未得到充分開發(fā)，新能源配儲收益普遍較低。同時，儲能項目成本也未明顯降低。根據相關測算，一座光伏電站配建裝機量20%、時長2小時的儲能項目，其初始投資將增加8%～10%；而風電場配建同樣容量的儲能項目，其初始投資成本將增加15%～20%。收益偏低疊加初始投資成本增加，給新能源企業(yè)帶來較大壓力，企業(yè)對于儲能項目應用意愿不高，但由于政策要求，不得不配儲，于是一些企業(yè)可能傾向于選擇性能較差、初始成本較低的儲能產品，把儲能作為可再生能源優(yōu)先并網的工具。在此情況下出現(xiàn)了新能源配儲規(guī)模擴大但利用率低迷的現(xiàn)象。根據中電聯(lián)2022年11月發(fā)布的《新能源配儲能運行情況調研報告》，新能源配儲利用系數僅為6.1%，相比火電廠配儲15.3%、電網側儲能14.8%、用戶側儲能28.3%的利用系數，顯然，新能源配儲利用系數最低，整體調用情況不理想?，F(xiàn)階段新能源配儲經濟性不顯著，制約了新能源發(fā)電側配儲項目的發(fā)展，政策仍是當前新能源配儲發(fā)展的主要驅動因素。
從市場前景來看，考慮到新能源滲透率持續(xù)提升過程中對靈活性資源的需求將不斷加大，配儲在未來仍將會持續(xù)作為新能源項目開發(fā)、并網時的加分項或必答題。值得關注的是，雖然配儲要求仍在繼續(xù)，但是各地主管部門對于配儲方式要求逐步靈活化。新能源項目配置儲能正在由新能源場站內配建逐步轉向鼓勵和支持建設獨立儲能電站、新能源項目租賃容量的方式。例如，2022年8月8日，江蘇省發(fā)展改革委發(fā)布《江蘇省“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》，提出鼓勵新能源電站以自建、租用或購買等形式配置儲能，發(fā)揮儲能一站多用的共享作用。由新能源發(fā)電企業(yè)按年度支付儲能租賃費用，儲能企業(yè)按照容量提供調峰服務，鼓勵簽訂長期協(xié)議或合同。長遠看，今后或將有更多地區(qū)通過租賃方式完成儲能配置要求，而解決新能源配儲收益問題，只是時間問題，但具體的落地細則，需要結合地方稟賦。這是一個長期多方博弈的過程，趨勢前景比較樂觀，但過程較為復雜，需要各方共同努力和全行業(yè)的關注。
案例
2020年6月，山東省萊州市土山鎮(zhèn)一期120MW+6MW/12MWh光儲融合項目正式并網發(fā)電。按當時的要求，光伏電站配置12MW/24MWh（10%×2h）的儲能系統(tǒng)；經過調試，該儲能電站接入省級平臺，可由省調直接調度。
據該電站站長介紹，由于項目采用了陽光電源自主研發(fā)的大型光儲電站PowMart智慧能源解決方案，從頻率擾動至目標值調節(jié)響應時間小于400ms，完全滿足高標準并網技術規(guī)范要求，因此成為當地的標桿電站。僅2021年4月，該電站就被省電網調用了15次，調用頻率50%；儲能電站轉換效率平均在88%左右，并且?guī)缀鯖]有故障。按山東200元/MWh的補貼標準，當月電站獲得超過6萬元的補貼。
除調峰補償費外，儲能電站還能有效節(jié)約廠用電費。光伏電站的廠用電占到總發(fā)電量的0.5%左右，執(zhí)行當地的大工業(yè)電價。因此，是一筆不少的運營費用。據介紹，每天下午接到電網不參與調度命令后，電站就會將當日的部分發(fā)電量進行存儲。項目上網電價為0.4148元/度。即使考慮88%的轉換效率，廠用電也能節(jié)省0.1～0.2元/度的電費成本。二期實現(xiàn)平價上網后，電費節(jié)省幅度會更大。
即便采取上述兩種方式，儲能電站的成本回收期仍然很長。如果按當時約2元/Wh的投資標準計算，山東萊州項目儲能電站總投資約為4800萬元。按照實際的運營狀況來看，預期15年能收回投資。這無疑會拉長整個光伏電站的投資回收期。
（二）電網側儲能
電網側儲能，狹義上，是在已建變電站內、廢棄變電站內或專用站址等地區(qū)建設并直接接入公用電網的儲能系統(tǒng)。廣義上，是指電力系統(tǒng)中能接受電力調度機構統(tǒng)一調度、響應電網靈活性需求，能發(fā)揮全局性、系統(tǒng)性作用的儲能資源。從廣義范圍看，儲能項目建設位置不受限制，投資建設主體具有多樣性，服務提供方主要有發(fā)電企業(yè)、電網公司、參與市場化交易的電力用戶、儲能企業(yè)等，所提供的服務包括調峰、調頻、備用電源等電力輔助服務和獨立儲能等創(chuàng)新服務，目的是維護電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定、保證電能質量等。
對于2019年以前建設的電網側儲能，其成本可納入輸配電價回收，因此電網公司可采取有效資產回收模式運作儲能項目，但在國家發(fā)展改革委2019年5月發(fā)布《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》后，該模式不再適用。從收益來看，參與電網側調峰、調頻的儲能項目收益主要來自于輔助服務補償，值得注意的是，根據“誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔”原則，輔助服務補償應當由發(fā)電側和用戶側共同承擔，但是國內電網側輔助服務成本目前還難以傳輸到用戶側，在一定程度可能會限制輔助服務市場的發(fā)展。
無論是前面提到的新能源配儲，還是此處的電網側儲能，單一側建立儲能電站成本高且收益渠道單一，經濟性不顯著，新能源場站和電網側建設儲能電站的積極性不高。國家發(fā)展改革委、國家能源局多次提出探索推廣獨立儲能模式，發(fā)揮儲能電站一站多用的共享作用。
●獨立儲能
獨立儲能以第三方資本投資為主建設，直接接入電網運行。2021年12月，國家能源局發(fā)布了《電力并網運行管理規(guī)定》和《電力輔助服務管理辦法》，確認新型儲能參與輔助服務的發(fā)展方向。2022年5月，國家發(fā)展改革委和國家能源局發(fā)布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》，指出“符合相關標準規(guī)范和電力市場運營機構等有關方面要求，具有法人資格的新型儲能項目，可轉為獨立儲能，作為獨立主體參與電力市場”，鼓勵以配建形式存在的新型儲能項目，選擇轉為獨立儲能?！锻ㄖ吠瑫r規(guī)定，獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，進一步提升了獨立儲能模式的經濟性。隨著儲能獨立市場主體地位確立，各種政策利好相繼釋放，電網側儲能更多以獨立儲能電站的形式落地。
需要關注的是，除了小部分作為輸配電基礎設施的儲能系統(tǒng)外，電源側和電網側儲能在實際應用中邊界正在模糊。獨立儲能在推出初期，由于其接入位置并非電源側和用戶側，并且其服務價值主要通過向電網提供輔助服務來體現(xiàn)，因而通常被分類為電網側項目。隨著國內可再生能源裝機占比逐步增長、輔助服務市場日益成型，越來越多的儲能項目開始擺脫接入位置的約束，提供多重服務，包括利用獨立市場主體地位進行輔助服務市場交易，出售或租賃儲能容量調節(jié)能力給發(fā)電企業(yè)、電網企業(yè)、電力用戶等具有儲能使用需求的主體，儲能既可以與一般新能源配儲項目一樣滿足強制配備儲能的要求，還可以通過規(guī)模化建設降低成本，并通過租金收益、調峰、調頻服務費等收益提升電站經濟效益，具有較為明顯的優(yōu)勢。獨立儲能商業(yè)模式初步形成、收益模式更為多樣，是儲能從規(guī)模化邁向市場化發(fā)展的重要表現(xiàn)。
獨立儲能的運營模式主要分為兩種。一種是自投資、自運營，由獨立儲能運營商用自有資金或者其他融資方式獨立投資建設儲能電站，同時利用自己的運營、維護和檢修團隊對儲能電站進行日常運維，儲能電站獲取的全部收益歸自身所有。另一種是租賃，包括融資性租賃和經營性租賃。融資性租賃是獨立儲能運營商租賃儲能電站進行經營并負責儲能電站運維，在整個租賃期間獨立儲能運營商享有使用權但沒有所有權，租賃期滿后，儲能電站所有權轉移至獨立儲能運營商。經營性租賃是獨立儲能運營商聯(lián)合電池廠家共同建設儲能電站，獨立儲能運營商與電池廠家簽訂儲能核心設備租賃合同，由電池廠家提供儲能設備，獨立儲能運營商統(tǒng)一建設儲能電站，并由電池廠家在租賃期間內提供運維服務。該模式的優(yōu)勢在于可引導電池廠家等社會資本進入儲能電站建設領域，減少儲能電站建設初始資金投入，實現(xiàn)儲能運營商與電池廠家的合作共贏。
從盈利模式來看，獨立儲能盈利渠道有共享租賃、輔助服務、現(xiàn)貨套利、容量電價補償等，其中共享租賃為最主要盈利方式。
獨立儲能盈利模式
共享租賃，即儲能項目的投資方或業(yè)主將儲能系統(tǒng)的功率和容量以商品形式租賃給源、網、荷側的目標用戶，秉承“誰受益、誰付費”的原則向承租方收取租金，具體可以包含設備使用費、運維費用、軟件費用、安裝成本、稅費等，其客戶可以是大規(guī)模公共事業(yè)電網、獨立發(fā)電企業(yè)、工商業(yè)用戶、離網型能源用戶等。對投資商而言，容量租賃費用是目前大部分獨立儲能電站最核心且較穩(wěn)定的收益來源。各省獨立儲能電站均采用容量租賃模式獲得收益，容量租賃費用不等，通常在200～350元/kWh/年之間。例如：河南省最新制定“十四五”獨立儲能容量租賃費用標準為200元/kWh/年，山東省為330元/kWh/年，湖南省容量租賃費用較高，為450～600元/kWh/年。
輔助服務，即儲能電站通過提供調峰、調頻（包括一次調頻、二次調頻）等輔助服務，獲得輔助服務收益。輔助服務是各地區(qū)探索的重點，收益模式逐漸完善。調峰、調頻服務通常不能同時參與，目前調峰是輔助服務最常見的品種，除電力現(xiàn)貨市場試點省份外，大部分地區(qū)儲能電站通過調峰獲得輔助服務收益。部分省份根據自身情況創(chuàng)新輔助服務品種和參與機制：山西省在全國首次針對獨立儲能設立一次調頻輔助服務市場；甘肅省在全國范圍內首次為儲能電站開放調峰容量市場；青海省則首次提出，儲能電站可同時參與調頻、調峰市場，或同時參與調頻、現(xiàn)貨電能量市場，提高儲能利用率。目前，各省儲能輔助服務具體收益額度不同，調峰多為按調峰電量給予充電補償，價格從0.15元/kWh到0.8元/kWh不等。而調頻多為按調頻里程給予補償，根據機組（PCS）響應AGC調頻指令的多少，給予調頻補償。
