速遞！十四五規劃 64GW儲能盈利機制？

6月7日，國家發展改革委辦公廳、國家能源局綜合司發布《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》。

(相關資料圖)

通知中提出要建立完善適應儲能參與的市場機制，鼓勵新型儲能自主選擇參與電力市場，堅持以市場化方式形成價格，持續完善調度運行機制，為新型儲能發展提供了又一良好契機。

十四五64GW儲能，如何盈利？

《通知》中提出新型儲能可獨立參與電力市場，意味著新型儲能商業模式日漸清晰。

近年來，從國家到地方各層面密集出臺一系列儲能利好政策，儲能技術進步迅猛，促使國內大規模儲能項目陸續啟動。根據《儲能產業研究白皮書2022》，2021年中國新型儲能累計裝機容量年達5.73GW，同比增長74.5%。據北極星儲能網統計，截止到目前共有湖北、浙江、廣東、安徽、河北、內蒙古等13個省市明確提出儲能規劃，到2025年新型儲能累計裝機超63.98GW，覆蓋了電化學儲能、壓縮空氣儲能、儲熱、儲氫等技術。也就是說，未來三年內新型儲能將翻11倍，增速遠超近五年。

隨著新型儲能份額不斷擴大，儲能如何賺錢成了頭等大事。雖然電力系統配置電化學儲能電站規劃導則中提出了電化學儲能具有調峰、調頻輔助服務、削峰填谷、黑啟動等15種儲能收益渠道，但真正能夠參與并獲得收益的情況少之又少。

事實上，目前儲能商業化模式較為單一，存在著機制不完善、作用發揮不足、成本回收困難以及用戶投資積極性不高等問題，這就導致新型儲能運行所獲收益并沒有穩定保障，儲能市場價值尚無法全面體現。

以當下我國電化學儲能系統成本約1.8元/Wh為例，電池單次循環成本約為0.7元/kWh左右，這意味著在調峰應用當中，充放電電價差在0.7元/kWh以上儲能才具有經濟性。結合目前市場來看，實際上符合條件、可以實現經濟效益的儲能覆蓋區域還是較少。

儲能市場機制待完善

隨著項目建設規模的擴大，儲能電站面臨的挑戰也漸漸浮出水面，如何獲得市場獲益成為迫在眉睫的難題。

目前在全國儲能大市場中，山東、山西兩地儲能市場機制的較為超前。

2022年2月25日，海陽國電投、華電滕州新源、三峽新能源慶云3座獨立儲能電站成為首批參與電力現貨市場交易的儲能項目。截至5月，儲能電站充電最低價-0.08元/kWh，放電最高價1.074元/kWh，最大峰谷電價差達到0.856元/kWh，按照前面所說的充放電電價差在0.7元/kWh，則山東電站的收入還是很可觀的。

2022年6月，山東補充電力現貨市場結算試運行相關規則，提出9月份起新型儲能可參與電力現貨交易，按月度可用容量給予適當容量補償費用。在新能源發電充裕時段，容量補償電價基準為0.991元/kWh*K1(K1取0-50%），在發電緊張時段，容量補償電價為基準價0.991元/kWh*K2(K2取100%-160%）。該政策補充了山東儲能市場機制的空白。

2022年5月25日，山西電力一次調頻市場交易實施細則（試行）發布，文件提出新型儲能市場主體在進行一次調頻輔助服務過程中執行充放電互抵政策，產生的電量損耗由市場主體自行承擔，電價為當月實時現貨均價。獨立儲能運營商參與新能源企業的運行調度之外，剩余容量可繼續以獨立儲能身份參與一次調頻交易，補償價格范圍為5-10元/MW。

此次兩部委印發的《通知》中，明確提出獨立儲能輔助服務費用，應按照“誰提供、誰獲利，誰受益、誰承擔”的原則，由發電側并網主體、電力用戶分攤，這將加快推動獨立儲能參與中長期市場和現貨市場。而且文件鼓勵獨立儲能提供有功平衡、無功平衡和事故應急及恢復等輔助服務；還要求各地落實儲能參與電力中長期市場、現貨市場、輔助服務市場等相關工作，同步建立輔助服務和容量電價補償機制并向用戶傳導，這意味著儲能收益方式將增加，變相使獨立儲能獲得更多賺錢路子。

而目前儲能市場上普遍只有調峰、調頻輔助服務兩種，由此可見，儲能市場機制完善的道路任重而道遠。

從源頭增加收入，縮短投資回收期

除了增加收益模式之外，儲能成本貴也仍然需要解決。

《通知》中提出，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。此舉相當于變相拉大了峰谷價差，降低了儲能運行成本，提高了儲能收益，縮短了儲能項目投資回收期。

目前在國內電力市場交易中，電費除了受用電量、電力調度、上網電價影響之外，還受輸配電價影響。而且據我國相關政策，區域電網容量電價作為上級電網分攤費用通過省級電網輸配電價回收。2021年來，電網企業代理工商業用戶購電成為一大趨勢，作為工商業儲能核算標準的峰谷電價也主要體現在各地電網代理購電價格中。兩部委的新政取消輸配電價將直接影響峰谷電價差。

電費=電量×（市場交易上網電價+輸配電價+政府性基金及附加）+輔助服務費用

以廣東珠三角地區為例，一般工商業10kV輸配電價0.2094元/kWh，政府性基金及附加0.0276元/kWh，如果相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，則平段電價達到0.5197元/kWh，與此同時，高峰低谷電價按當地政策比例則變成0.883元/kWh、0.197元/kWh。電價峰谷比由原來的4.158:1，變成4.47:1，峰谷比拉大。

若獨立儲能電站按照最理想狀態在低谷時段進行充電，按照0.201元/kWh元進行付費，在高峰時段進行放電，按照1.267元/kWh收費，峰谷電價差將達到1.069元/kWh。儲能度電循環利潤相較于之前的0.9623元/kWh，增加了0.107元/kWh收益。即輸配電價對儲能收益的影響將受到峰谷電價浮動比例而變化，并不是直接扣除輸配電價和政府基金節約成本。

根據2022年6月全國各地電網企業代理購電價格，北極星儲能網梳理了全國各地110kV大工業電價兩部制電價中的輸配電價和政府性基金及附加發現，每個省份的輸配電價并不一致，并且根據當地情況與季節會發生波動。

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