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新型储能盈利模式的分析探讨

2022-04-21 08:46来源:鄂电价格作者:范先国 汪致洵关键词:新型储能独立储能储能商业模式收藏点赞

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新型储能在提升电力系统调节能力、综合效率和安全保障作用方面能发挥较大作用,在建设以新能源为主的新型电力系统以及实现“双碳”目标的大背景下,新型储能的作用更加凸显。

本文来源:微信公众号 鄂电价格 ID:edianjiage 作者:范先国 汪致洵

根据储能在电力系统中的位置不同,新型储能一般分为4类:独立储能、电源侧储能、用户侧储能和电网侧储能。

目前而言,国家层面针对新型储能产业发展出台了一系列支持政策。但是,在电价机制方面稍显缺失,仅在相关产业支持政策中提出了原则意见或探索方向,比如:《关于加快推动新型储能发展的指导意见》(发改能源规〔2021〕1051号)提出:“建立电网侧独立储能电站容量电价机制,逐步推动储能电站参与电力市场;研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。完善峰谷电价政策,为用户侧储能发展创造更大空间”。

由于配套政策在研究探索中,导致新型储能盈利模式并不明朗,有点“雾里看花”的感觉。

抛开少数省份自行出台的独立调峰价格政策外,我们认为现阶段新型储能根据其属性不同,主要有两种盈利模式:峰谷价差套利模式、电量电价收入模式。

1.峰谷价差套利模式,主要适用于独立储能电站、用户侧配套储能电站。储能电站在低谷时向电网买电、储存电能,在高峰时释放电能、向用户卖电,利用峰谷价差实现套利,获取购销价差收入。

2021年国家发改委出台了《关于进一步完善分时电价机制的通知》(发改价格〔2021〕1093号),其中一大亮点就是要求合理拉大峰谷电价价差,可以理解为加快储能发展释放的强烈的价格信号。

峰谷价差的拉大,在电力现货市场,有利于储能企业通过价差套利——低买高卖。

对于独立储能电站,以通过形成合理的峰谷电价价差为核心,积极参与电力市场,在市场上发挥高峰供电作用,服务于特定用户电力需求并获取高峰时段价差收入;

对于用户侧配套储能电站,作为特殊“用户”的一部分,主要服务于与其配套的用户,通过优化负荷曲线、需量管理、支撑综合能源服务以及需求侧响应等作用,降低用户用能成本,提升用户供电可靠性。

从湖北来看,2021年新出台的峰谷分时电价政策,进一步拉大了尖峰、低谷价差,有利于加快推动新型储能发展。

储能企业在低谷时段(晚上11点至第二天凌晨7点,8个小时)充电,正是晚上休息时间,这个时候,企业用电的价格仅仅是平段基础电价的0.48倍。

而高峰时段(上午9点到下午3点,6个小时)放电——向用户供电,正是上班生产时间,这个时候,储能卖出电价是平段基础电价的1.49倍,高峰、低谷价差达到了1.01倍,也就意味着度电价差资金超过了工商业的平段基础电价水平(约0.6元-1元)。

科学合理调度生产运行方式,利用较高的购销价差来获取较高的收益。

在美国加州,独立储能电站参与电力市场IRR(内部收益率)可达19.1%,其中“峰谷价差套利”就是其收入来源的一部分!

如下图表:美国独立储能参与电力市场IRR可达19.1%

资料来源:Lazard,中金公司研究部

据悉,2022年2月底和3月初,山东省留格国投储能、滕源华电储能、关家三峡储能和全福华能储能4家电站先后在电力交易中心完成注册公示,成为全国首批参与电力现货市场的独立储能电站。

目前山东电能量市场日最高电价价差已经超过1元/千瓦时,套利空间较大。如果储能电站能够合理制定竞价策略,其有望得到较好收益。

2.电量电价收入模式,主要适应于电源侧储能电站。新能源企业为获取新能源项目指标,主动按照政府强制要求配置一定的储能设施。收益来源是减少弃风弃光电量和“两个细则”考核费用,储能电站多数仅作为新能源项目的成本项。

对于电源侧储能,主要服务于所配套电源,优化电源上网供电曲线,支撑风电、光伏等非化石能源电源符合电源可控性要求,降低市场收入风险,增加发电收入。

目前,湖北已经有三个共享储能项目,黄梅储阳、大唐浠水巴河、大唐龙感湖。

上述共享储能参与主体实际上就是,一个30MW/60MWh的储能电站和两个光伏电站。在两个光伏电站的发电高峰时段,有部分弃光量,利用储能电站存储,光伏发电低谷时,储能电站向系统释放电能。

这部分存储-释放电量的收益,由储能电站和光伏电站分享。一方面,对于风光等新能源企业,最大限度减少弃风弃光,发挥较好的经济效益;另一方面,配套储能可优化电厂出力,参与市场高峰时段交易,提高收益水平。

在美国德州,光储项目参与电力市场IRR(内部收益率)可达24.2%,其中“峰谷价差套利”是其收入来源的主要部分!

如下图表:美国光储项目参与电力市场IRR(内部收益率)可达24.2%

资料来源:Lazard,中金公司研究部

电网侧储能又包括电网替代性储能设施和电网侧储能电站。

其中:电网替代性储能设施,一般不能独立运行,只是电网建设投入的一种技术手段,可以减少变电容量及输配电线路的建设,降低电网投资。

电网侧储能电站,一般可以独立运行,具备调峰、调频、事故备用等功能,由电网调度控制,用以保障电力系统安全稳定运行或提升电网经济性。

电网侧储能投资受到国家严格监管,2019年出台的《输配电定价成本监审办法》及2020年出台的《省级电网输配电价定价办法》,均明确规定电化学储能投资不能计入输配电定价成本。

因此,电网侧储能只有履行了严格的审核程序、经政府主管部门批准后方可投资建设,方能纳入输配电有效资产,通过输配电价回收。

结论:

总体来看,新型储能和抽水蓄能二者作用高度相似,都是提升发电容量充裕度、保障新型电力系统安全稳定运行的重要支撑。

但相较抽水蓄能价格机制,新型储能尚存在诸多问题。国家针对抽水蓄能已经出台了容量电价机制,但对于新型储能,却无法同等享受容量电价政策,似乎不太合理,影响储能项目发展速度和质量。

尤其值得注意的是,无论是价差套利模式还是发电电价收入模式,都是市场行为,面临着多变环境下的运行策略、电价机制、交易机制等问题,存在风险和不确定性。最根本的是要解决市场化成本的疏导矛盾。

结合十四五储能规划,建议国家层面尽快深入研究,参照抽水蓄能,建立符合新型储能特点的容量电价机制,助力新型储能具有稳定合理的收益来源。


投稿与新闻线索:陈女士 微信/手机:13693626116 邮箱:chenchen#bjxmail.com(请将#改成@)

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