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看了一些工商业储能的盈利模式分析,认为至少有7种盈利空间,看上去似乎很美好,但是有两方面的问题:
(文章来源 公众号:鱼眼看电改 ID:gh_3d8809822dc1 作者:俞庆)
问题一、每种盈利模式都存在不确定性
需要综合考虑现场各方面情况,并不存在一种类似于分布式光伏的确定性的盈利模式,来计算长期收益率(比如屋顶租赁、或者自发自用EMC等):
一、峰谷套利
在谷段电价充电,在峰段甚至尖端放电,赚取峰谷价差。
这是工商业储能的最基础盈利模型,存在两点不确定性:
1、峰谷电价的不确定性
(1)短期电价不确定性可能与气温相关:比如广东省峰谷电价,在7、8、9三个月之外,如广州最高日气温达到35度及以上,每天11-12时、15-17时,尖峰电价在峰段电价基础上上浮25%。
(2)长期不确定是未来电力市场化以后,批发侧的现货价格与零售端合约电价之间的传递关系,甚至每个售电公司与每个电力用户,每年签订的售电合同约定的电价和电价时段、偏差承担方式都会不一样。
(3)中长期来看,峰谷时段和峰谷电价的政策性变化也存在较大的不确定性:比如某些地方晚间23点出现用电高峰,原因是电动车集中充电,未来这个时段存在电价上涨压力。
2、充放电需求的不确定性
工商业用户的用电规律存在较大的不确定性,比如某储能项目,在规划时按照一天两充两放设计,但是该企业可能未来几个月中,因为赶制某批次急单,晚班满负荷生产,导致储能无法满充,直接影响当年收益率。
用户负荷的不确定性,无论是负荷的增加、负荷的减少、用户负荷曲线的峰谷时段变化,都与储能的收益率密切相关,这都无法通过锁定合约时段和价格去规避风险。
所以这也需要储能系统获取负荷侧数据,并进行EMS的动态优化。
二、新能源消纳
通过光储一体化,增加新能源消纳率,但也大大增加了储能和光伏项目的变数。
1、储能充电价格如何计算
比如分布式光伏的售电价格,如果按照之前的目录电价打折计价,那么储能在光伏发电时段的充电价格如何计算?
有可能在这个时段的市场电价是谷段价格(考虑网侧负荷的“澡盆曲线”,以及由此带来的现货零电价、负电价时段),那么储能用光伏电并不经济,这又涉及到储能、光储、售电三者合约的价格关系问题。
2、储能的EMS是否具备动态优化能力
光伏每日的发电曲线并不固定,则储能的充放电控制无法做到固定策略,必须根据光伏预测曲线实时调整,储能EMS如果没做到光-储-荷一体化,是无法进行动态优化的。
据我所知,目前大部分的储能EMS,还只是EMS系统里最基础的监控功能,较为高级的分析、预测、优化算法并不成熟。
三、配电增容
用户原申请的配电容量无法满足生产需求时,储能可以在短期内避免变压器和线路的超容运行,减少扩容需求。
但是这又涉及到储能的运行监测问题,目前储能EMS大多数并不接入用户变压器和进出线的的运行数据,甚至大量企业自己都未对配电系统运行数据进行采集和管理。
同时,储能EMS也需要调整现有固定的控制策略,实现变压器、线路在过载运行时段的动态放电控制。
四、容量管理
对于已经按照最大需量进行计费的电力用户来说,储能可以实现最大需量(按15分钟计量的月度最大负荷)的削峰,与配电增容类似。
同样存在监测数据接入,和运行控制策略的动态化、个性化调整问题。
五、需求响应
各地都出台了需求响应的补贴政策,储能可以作为需求响应的工具,在需求响应时段实现削峰填谷,并获取补贴,以提高收益率。
目前以项目为单位投资的储能设备,如何参与需求响应,存在两方面问题:
1、如何测算和参与
投资方并不太熟悉需求响应的规则和流程,还是按照分布式光伏的“自发自用”模式在设计项目合同,这部分收益如何测算?
2、储能EMS的交互能力不足
对储能系统的EMS提出了更高的要求,不仅要实现本地的控制策略,还要叠加一层外部交互的策略,并且这两层策略之间还需要耦合优化,所以需要实现虚拟电厂EMS、用户微电网EMS、储能EMS的双层耦合,储能EMS自己无法解决外部性控制的需求。
六、电力辅助服务
分布式储能如何参与电力辅助服务,涉及到两类产品的设计:
1、储能作为调峰资源如何参与
分布式储能如果作为一种调峰资源,是不是在未来的辅助服务市场里出清,涉及到辅助服务市场的产品设计,以及与现货市场、需求响应政策的衔接,还是未知数。
2、储能作为调频资源如何参与
分布式如果作为配电网的调频资源参与辅助服务,目前的省级集中的辅助服务如何纳入配电网与分布式这一侧的交易,也是一个全新的课题,虽然在国外有类似案例,但是国内目前辅助服务市场设计还是以大电源、集中式储能项目参与为主。
至少在测算收益率时,这部分只能作为美好的想象,很难成为清晰的盈利模式。
七、电力现货交易
工商业储能如何参与电力现货,与售电公司之间的关系是什么?目前也没有清晰的答案。
虽然目前部分民营售电公司,为了应对未来现货交易的风险,确实有意愿投资一部分储能项目,并且建设虚拟电厂平台纳入负荷可调节资源,但是这部分投资如何形成收益模型,也取决于各地电力市场现货品种的交易放开,目前也未可知。
问题二、盈利模式如何变成商业模式
所以总结一下,工商业储能的盈利性分分两部分:
1、内部性收益
盈利模式1~4是与外部关联性不大,更多的是从用户身上获得收益。
2、外部性收益
盈利模式5~7是从外部获得的收益。
无论是最基础的峰谷套利,还是最遥远的辅助服务收益,其技术复杂性和交易复杂性,都比分布式光伏高一个数量级。
不是简单的“自发自用、余量上网”可以涵盖的商业模式。
所以如何把盈利模式,变成可行的、落实到合同上的、可验证的商业模式,是工商业储能目前亟待解决的问题。
而这个问题的解决,也直接关系到工商业储能的技术路线,尤其是在自动化、信息化方面的技术路线和技术方案设计。
从储能产品的角度,是无法单独解决这些问题的,需要上升到“光-储-充-荷”一体化的用户微电网系统的整体运行、运营管理角度去看待。
无论是与负荷关联的充放电策略,还是变压器容量监测与过负荷放电策略,乃至虚拟电厂的需求响应,
工商业储能都是“电力系统性” 强于 “产品的功能性”的存在。
甚至可以这样说,如果不懂电力系统的运行规律,工商业储能项目是无法落地的。
要管好储能,形成可行的商业模式,必须是用户微电网系统的整体管理。
所以,工商业储能的可行商业模式探索,一定蕴藏在用户电力系统(微电网系统)的整体运行管理中。
比如变压器超负荷运行,那么首先要思考的不是上一个储能,而是分析最大负荷出现的时间,最大负荷的组成情况,以及这些负荷侧设备是否存在错峰运行的机会,实在解决不了再考虑储能投资。
都是一个整体系统管理的思维策略。
站在储能看收益,和站在微电网系统看收益,是完全不同的。
问题的答案:一种新的商业模式
因此,对电力用户来说,更重要的是在新能源普及、电力市场化交易的环境下,如何选择一个更好的电力运营服务方,对自身的电力、能源系统进行整体性优化,并支付服务费用,而不是简单的找一个储能投资方。
个人认为,能够管理好用户微电网系统,并且与外部实现友好互动的,一种用户微电网运营商将是某种可能的商业模式。
其商业模式本质,是是电费托管型的合同能源管理。
只不过,这对于新能源投资商来说,是一种巨大的转型,即从投资方变成资产的持有和系统运营方。
而这也是储能+市场化交易带来的创新和服务机会。
一起探索。
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