储能商业模式选择及经济性研究

郭 帅

（大唐河南发电有限公司）

一、引言

可再生能源的规模化建设及高比例并网对电网运行提出了更高要求，在此背景下储能发展应运而生。储能是建设新型电力系统的关键支撑技术之一，是应对大规模新能源出力间歇性、波动性，提升电力系统安全可靠运行的重要手段。近年来，我国储能技术向多元化前进，部分技术已实现产业化发展及规划化应用。储能在电力系统的发、输、配、用各个环节具有广泛应用前景[1]。

我国储能技术总体上已经初步具备了产业化的基础。在建及在运行的储能项目就有近百项，各省市抽水蓄能项目正如火如荼建设；铅蓄电池、锂离子电池、钠硫电池等在电动汽车上全面应用，压缩空气储能、飞轮储能等在工业中定制化采用，液流电池、超导储能和超级电容等储能技术研发持续推进。从化学储能装机容量应用情况来看，我国化学储能集中应用于分布式微电网发电、可再生能源并网两个重点领域，应用分类情况如图1所示。

图1 我国化学储能项目应用分类情况

国家扶持储能发展的政策持续出台，储能项目在电源端、电网端、负荷端的全过程中具有应用[2]。一方面是电动汽车的快速普及，在今年新车市场上新能源汽车普及率达30%，汽车市场的变化将在极大程度上助推大容量、高能量密度的高效储能电池产业发展；另一方面，风电和光伏发电的装机规模年年创新高，而新能源发展必将推进规模化储能产业布局。基于以上两个蓬勃发展的产业考虑，我们需要抓住难得的历史机遇，在储能领域达到技术和应用的全球领先水平。

二、储能技术在电力系统中的应用

储能在电力系统中发挥的作用包括提供辅助服务，维持电网供需平衡和安全可靠运行、起到“削峰填谷”的作用、可再生能源发电时空分离、推迟或减少电网大规模基础设施投资、降低终端用户的用电费用、作为备用电源等[2,3]。

（一）发电侧储能应用

对于发电侧电池储能来说，建设电池储能电站的目的主要是提升可再生能源发电的稳定性，减少其出力波动，逐步实现可控可调满足电网安全运行要求。发电侧储能的作用主要为削峰填谷、平滑出力、功率跟踪、电网辅助服务等，目的是增强电力系统调峰备用容量，促进风电、光伏、光热等新能源消纳。布局主要集中在我国新资源富裕地区，如“三北”地区，主要采用集中式（可再生能源并网）风光储能电站。

（二）电网侧储能应用

储能应该作为电网的组成部分。只建设在发电侧或者用电侧，储能电站的功能相对单一。如果建在电网之中，平滑新能源发电、调峰调频、黑启动等多种功能都能实现，综合价值更大。但是，对于用在输配电环节的储能，必须达到一定规模才对电网调度产生意义。电网企业发展储能需要监管，既要发挥电网企业建设运行储能的各项优势，也要兼顾市场的公平性。

（三）用户侧储能应用

目前，储能的商业化应用多集中在用户侧削峰填谷、电能质量管理，规模在几兆瓦到十几兆瓦不等。对于用户侧电池储能来说，在目前的市场机制下建设储能电站的收益渠道主要是通过峰谷价差实现。用户侧储能的成本回收受制于峰谷价差，需要达到一定的价差规模才具有经济性，目前，用户侧储能项目正受到一些地方政府前瞻性支持，在江苏有大量碳铅电池用户侧储能工程应用案例。

三、储能商业运营模式分析

（一）电网侧储能主要商业运行模式分析

电网侧储能电站商业模式具有特殊性，表现在三个方面：与储能电站密切相关的电力产品属于准公共产品，具有垄断性；电力行业受到国家能源局全方位的电力监管；电网侧电池储能配套商业模式缺乏，目前发展受制于成本和政策等因素[4]。电网侧储能电站需要有一套符合政策要求、适应自身特点的商业模式，如图2。

图2 储能电站商业模式

（二）两部制电价模式

1.两部制电价商业模式及其效益

在两部制电价模式下，储能电站的“电量效用”通过电量电价体现，储能电站“容量效用”则以容量电价回收，随着市场化的推进，储能可以通过招标或“直接交易”的方式参与交易[5]。商业运行模式方面，储能投资运营主体包括储能电池生产厂家、能源投资公司等第三方企业、发电企业、电网企业等。第三方储能投资运营公司负责储能项目投资、运维，电网企业按约定时限按容量向储能公司支付容量电费，并根据系统调节需要对储能设施进行统一调度。

2.两部制电价模式的投资收益分析

两部制电价商业模式，从经济和财务的角度对电厂提供容量以容量电价及可供电量以电量电价分别考核计算，其中容量电价反映电厂的固定成本，电量电价反映电厂可变成本。

（三）辅助服务模式

随着电力市场化改革的推进，通过引入辅助服务市场竞价机制，使储能参与调频将是电网侧储能最具前景的回收机制之一。利益相关方及相互关系：投资主体包括储能生产厂家、能源投资公司等第三方企业、发电企业、电网企业及电力用户、售电公司等。其中，生产厂家、能源投资公司等第三方负责储能项目投资、建设和日常运维，发电企业、电网、用户等各主体按需在辅助服务市场中购买服务，并向储能服务提供者支付服务费用。在辅助服务市场初级阶段，电网侧储能的补充主要来自辅助服务补偿收益，由未承担调峰调频责任、受益于深度调峰的各类发电机组按照电量及收益比重来承担补偿费用。受制于调频市场容量规模小，大规模储能优质调频资源的应用，将导致调频市场饱和及调频服务价格下降。在辅助服务市场成熟后，储能作为独立主体直接参与辅助服务市场竞价，通过提供调峰、调频、黑启动、应急响应等获得多种辅助服务收益，由发电企业、电网企业、电力用户、售电企业等市场主体根据自身需求向市场购买调频服务。

（四）电力现货模式

建立储能参与电力现货市场机制，可通过现货市场获得电量收益。现货市场中发电侧、用户侧均采用报量报价模式进行双向报价交易。目前中国省级电力现货市场仅广东、甘肃、山西三省启动试运行，对于电能现货市场中储能市场主体定位以及市场交易机制等方面仍有待研究。零售市场中，从零售商购电的储能盈利模式与执行目录电价类似，但售电商会动态调整电力套餐价格，储能盈利性取决于零售商的定价策略。商业运行模式方面，储能投资运营主体包括储能电池生产厂家、能源投资公司等第三方企业、现货市场中的发电企业、电网企业、电力用户等。储能电池生产厂家负责储能项目投资、运维，售电公司负责利用储能套取电力现货市场中的电力价格波动的差值。储能生产厂家、能源投资公司负责投资和运维，售电公司负责利用储能套取电力现货市场中的电力价格波动的差值。储能在电力现货市场获取的价差收益由市场决定。

四、多情景下的储能商业模式选择及经济性分析

（一）储能商业模式选择

多情景下储能商业模式的选择受到峰谷分时电价、需求响应奖励及辅助服务市场的完善程度等因素的影响[6]。图3反映了应用价格体系完善程度及不同情景对储能商业模式的选择的影响。

图3 多情景储能商业模式选择

（二）储能商业运营模式的投资收益分析

本文假定电网储能电站容量为10万千瓦/20万千瓦时，具体参数如表1。

表1 储能投资基本参数的假设

两部制电价模式下，按照山东省电力现货市场的燃煤发电机组的容量补偿电价每千瓦时0.0991元。按照两充两放，及每日的发电量为40万千瓦时，则电池储能电站的容量补偿年收益为39640元，平均日收益为108.6元。

1.投资回收期（PP）

根据已投资电池储能项目的初试投资额及显性收入可以测算出其静态投资回收期约为9年，以在电池寿命终结前基本可以收回投资，如表2。

表2 静态投资回收期

2.项目净现值（NPV）

根据储能设备现金流入及流出的预计情况，采用回报率7%作为折现系数，折现年限为电池寿命期10年，可以得到该项目的净现值，如表3。

表3 储能系统NPV

从测算结果来看，当考虑了资金的时间价值后，在现有的显性收入构成中，项目的回收金额将无法弥补初试投资及日常运营的支出，项目终了会出现亏损的情况，亏损金额为487251749.8元。

3.项目内涵报酬率（IRR）

内部回报率，又称内部收益率，是指项目投资实际可望达到的收益率。实质上，它是能使项目的净现值等于零时的折现率。按照储能项目的现金净流量测算其内部收益率为2.08%。

五、结论

储能的商业模式主要有三种：一是两部制电价模式；二是辅助服务模式；三是现货市场模式。通过分析储能电站不同商业模式下的投资收益差异得到如下结论：从项目回收期看，现货市场模式<辅助服务市场模式<两部制模式；从项目净现值看，现货市场模式<辅助服务市场模式<两部制模式；从项目内涵报酬率看，现货市场模式<辅助服务市场模式<两部制模式。综上所述，如果不考虑当前的电力辅助服务市场和电力现货市场，采用现货市场模式可获得最高收益。