浙江省電力市場(chǎng)下獨(dú)立儲(chǔ)能電站運(yùn)營(yíng)和收益模式探討

獨(dú)立儲(chǔ)能收益模式可分為四種獨(dú)立儲(chǔ)能指的是獨(dú)立儲(chǔ)能電站，其獨(dú)立性體現(xiàn)在可以以獨(dú)立主體身份直接與電力調(diào)度機(jī)構(gòu)簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議，不受位置限制。獨(dú)立儲(chǔ)能收益模式大致可分為如下四種：共享租賃、現(xiàn)貨套利、輔助服務(wù)、容量電共享租賃共享儲(chǔ)能是由第三方或廠商負(fù)責(zé)投資、運(yùn)維，并作為出租方將儲(chǔ)能系統(tǒng)的功率和容量以商品形式租賃給目標(biāo)用戶的一種商業(yè)運(yùn)營(yíng)模式，秉承“誰(shuí)受益、誰(shuí)付費(fèi)”的原則用戶可以在服務(wù)時(shí)限內(nèi)享有儲(chǔ)能充放電權(quán)力來(lái)滿足自身供能需求，無(wú)需自主建設(shè)儲(chǔ)圖:共享儲(chǔ)能使新能源業(yè)主免于一次性資本開(kāi)支圖:共享儲(chǔ)能集中調(diào)度管理對(duì)共享儲(chǔ)能投資商而言，容量租賃費(fèi)用是穩(wěn)定的收入來(lái)源，國(guó)內(nèi)一般在250-350元/kW/年之間，對(duì)于一座100MW的共享儲(chǔ)能電站而言，容量租賃費(fèi)用可達(dá)2500-現(xiàn)貨套利國(guó)家發(fā)改委、能源局《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)和調(diào)度運(yùn)用的通知》同時(shí)明確指出獨(dú)立儲(chǔ)能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)和政府性基金及附加，約減少儲(chǔ)能電站度電成本0.1-0.2元/kWh。政策提高儲(chǔ)能電站經(jīng)濟(jì)性，推動(dòng)國(guó)內(nèi)儲(chǔ)能行業(yè)快速發(fā)展。圖:現(xiàn)貨市場(chǎng)分日前、實(shí)時(shí)(平衡)兩個(gè)市場(chǎng)山東是第一個(gè)獨(dú)立儲(chǔ)能進(jìn)入電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的省份。根據(jù)《山東省電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易規(guī)則(試行)(2022年試行版V1.0)》，獨(dú)立儲(chǔ)能電站可以自主選擇參與調(diào)頻市場(chǎng)或者電能量市場(chǎng)。在電能量市場(chǎng)中，儲(chǔ)能電站“報(bào)量不報(bào)價(jià)”，在滿足電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行和新能源消納的條件下優(yōu)先出清。在調(diào)頻市場(chǎng)，儲(chǔ)能電站須與發(fā)電機(jī)組同臺(tái)競(jìng)價(jià)。山東電力現(xiàn)貨市場(chǎng)峰谷價(jià)差大，為獨(dú)立儲(chǔ)能電站創(chuàng)造更大盈利空間。以四月份結(jié)算試運(yùn)行工作日?qǐng)?bào)數(shù)據(jù)為例，山東實(shí)時(shí)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)平均價(jià)差為932.15元/MWh，其中最高價(jià)差為1380元/MWh；最低價(jià)差為4月4日的439.93元/MWh。高價(jià)差的現(xiàn)象為儲(chǔ)能創(chuàng)造了更大收益空間。以最低價(jià)差的4月4日為例，最高電價(jià)出現(xiàn)在6、18、24時(shí)的三個(gè)時(shí)間點(diǎn)附近，而光伏出力高峰的9~15時(shí)之間，大約維持在-80元/MWh。這意味著四月份最低價(jià)差的4月4日，獨(dú)立儲(chǔ)能電站在光伏出力高峰（9~15時(shí)）儲(chǔ)存電力，在17~19時(shí)之間釋放電力，可以獲得超300元/MWh的收益。輔助服務(wù)2021年8月，國(guó)家能源局正式印發(fā)新版《并網(wǎng)主體并網(wǎng)運(yùn)行管理規(guī)定》和《電力系統(tǒng)輔助服務(wù)管理辦法》（簡(jiǎn)稱新版“兩個(gè)細(xì)則”），正式承認(rèn)了新型儲(chǔ)能（包括電化學(xué)、壓縮空氣、飛輪、液流等）擁有獨(dú)立的并網(wǎng)主體地位，需要遵守安全穩(wěn)定運(yùn)行相關(guān)規(guī)定的同時(shí)，也能參與輔助服務(wù)市場(chǎng)獲取收益。善獨(dú)立儲(chǔ)能盈利機(jī)制，提高了獨(dú)立儲(chǔ)能電站準(zhǔn)入門檻。目前，新型儲(chǔ)能常見(jiàn)的輔助服務(wù)形式主要有調(diào)峰、調(diào)頻（包括一次調(diào)頻、二次調(diào)頻）兩類，具體收益額度各省不同，但調(diào)峰多為按調(diào)峰電量給予充電補(bǔ)償，價(jià)格從0.15元/kWh（山東）到0.8元/kWh（寧夏）不等。而調(diào)頻多為按調(diào)頻里程基于補(bǔ)償，根據(jù)機(jī)組（PCS）響應(yīng)AGC調(diào)頻指令的多少，補(bǔ)償0.1-15元/MW的調(diào)頻補(bǔ)容量電價(jià)目前只有山東啟動(dòng)現(xiàn)貨市場(chǎng)試運(yùn)行后，參照火電標(biāo)準(zhǔn)給予電化學(xué)儲(chǔ)能容量電價(jià)。儲(chǔ)能與備用火電在系統(tǒng)中的作用類似，利用小時(shí)有很大的不確定性，僅靠電量電價(jià)難以維持經(jīng)濟(jì)性，因此需要容量電價(jià)予以“兜底”。但與抽蓄、火電不同的是，電化學(xué)電站建設(shè)便捷，調(diào)節(jié)性能優(yōu)異，國(guó)家政策方向是將電化學(xué)儲(chǔ)能盡可能推向電力市場(chǎng)去獲利，容量電價(jià)僅為電化學(xué)儲(chǔ)能收益“保底”手收益率分析：可支持項(xiàng)目資本金IRR8%-10%獨(dú)立（共享）儲(chǔ)能從第一個(gè)項(xiàng)目落地青海以來(lái)，歷經(jīng)山東、山西、甘肅等省和國(guó)家層面的政策與實(shí)踐探索，初步統(tǒng)計(jì)布局獨(dú)立儲(chǔ)能政策的省份已超過(guò)14個(gè)，收益模式各有不同，但不外乎共享租賃、現(xiàn)貨套利、輔助服務(wù)、容量電價(jià)四類。我們可以看看山東和山西的收益模式。山東:獨(dú)立儲(chǔ)能先鋒,現(xiàn)貨+租賃+容量電價(jià)模式目前山東獨(dú)立儲(chǔ)能電站享有共享租賃、現(xiàn)貨套利和容量電價(jià)補(bǔ)償三種收益模式。據(jù)山東電力工程咨詢?cè)簲?shù)據(jù)，該模式下100MW/200MWh獨(dú)立儲(chǔ)能電站每年有望獲得現(xiàn)貨套利收益