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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。
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今年以来,新型储能在136号文与394号文政策叠加影响下面临结构性变革。年初的136号文要求新能源全量入市,敦促储能行业重新审视自身发展模式;4月发布的394号文又明确2025年底前实现电力现货市场全覆盖,则意味着新能源和储能都将迎来真正的市场化调整,未来收益到底增还是减,将取决于储能产品的运营
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