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独立储能成熟商业模式探索正在加速。
(本文来源:微信公众号“高工储能”ID:weixin-gg-ess)
自2021年年底以来,国内多省陆续下发储能示范项目名单,独立储能电站崭露头角。1个月前,山东、浙江相继下发新型储能示范项目名单。其中山东新型储能示范项目共计29个,总规模达3103MW,独立储能电站项目为主。伴随一个个独立储能电站落地,独立储能的盈利模式逐步理顺。
从政策上看,至少19个省(市)明确调峰调频补偿标准(即来自辅助服务市场的收入)。其中河南提出,鼓励新能源租赁储能容量,建议租赁费用标准为260元/kWh·年。这是全国首次政策制定层面提出租赁费用标准,或给其他区域的租赁费带来影响。2022年3月24日,国家能源局南方监管局发布关于公开征求《南方区域电力并网运行管理实施细则》《南方区域电力辅助服务管理实施细则》(征求意见稿)的通告,并首次出台新型独立储能参与辅助服务单独配套政策。同月,南网拟提高调峰补偿标准,助力独立储能发展模式快速成熟。
从城市试点来看,山东、青海等地在共享储能政策和实施方面先行先试,逐步形成了较为成熟的商业模式。
青海是全国第一个推行共享储能的省份,首次将储能电站作为独立主体纳入电力辅助服务市场,并提出双边协商、区块链竞价交易等商业模式。在政策调低补偿价格后,为了弥补共享储能电站的收益损失,青海省将共享储能的充放电模式由每日“一充一放”调整为“多充多放”,通过提高储能电站利用率来实现经济收益。
而山东共享储能电站可以享有容量租赁、辅助服务、优先发电权交易等多种交易方式。据国网山东省电力公司经济技术研究院测算,叠加三重收益后,共享储能电站年收入约为7600万元,在充分考虑初始基建、设备、运营成本后,项目的静态回收期是7.79年,按照十年运营期测算,内部收益率为6.51%。如此看,山东共享储能电站具备了初步商业价值。
从如上两个典型省份的共享储能政策来看,独立储能收益模式在探索中走向成熟。
从盈利模式来看,目前电网侧独立储能的商业模式及经济性测算商业模式,主要是参与调峰(电力现货市场或辅助服务市场)+调频(辅助服务市场)+增加容量租赁(电力现货市场或辅助服务市场),三者叠加商业效益尤为明显。
值得注意的是,但独立储能参与电力市场的具体方式仍处于探索阶段,各省的实施细则各不相同,收益模式尚未完全确立。但随着电力现货市场的逐步深入成熟,以及储能技术降本,鼓励共享储能参与电力交易与结算,市场化竞价收益模式将较快走向成熟。此外,按照目前市场对储能电站的寿命要求,不考虑生命周期内更换电池,政策宜保持8年的稳定期。
有专家表示,储能将在十四五期间将由商业化初期进入规模化阶段。共享储能作为重要一环,还需尽快完善包括运行、控制、消防、安全、并网、验收、运维等各项标准。
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