近年來，隨著風(fēng)電光伏等大規(guī)模發(fā)展，疊加“雙碳”轉(zhuǎn)型的要求，可再生能源越來越多地接入電網(wǎng)，電力系統(tǒng)面臨著越來越大的消納壓力，如何維護(hù)電力系統(tǒng)的安全可靠運行，成為需要解決的挑戰(zhàn)。在這一過程中，儲能的發(fā)展被寄予厚望。儲能可以平抑新能源的隨機(jī)性、波動性和間歇性，同時能夠提升新能源消納量、降低發(fā)電計劃偏差、提升電網(wǎng)安全運行穩(wěn)定性，正得到業(yè)內(nèi)的高度關(guān)注。

2021年12月，國家能源局印發(fā)新版《電力輔助服務(wù)管理辦法》，確認(rèn)了儲能獨立主體的身份。隨后，出臺了一系列文件支持獨立儲能的運營發(fā)展。獨立儲能電站一般是指以獨立主體身份直接與電力調(diào)度機(jī)構(gòu)簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議的項目。與之相對的是依托新能源發(fā)電項目配套建設(shè)的儲能項目，能夠?qū)崿F(xiàn)自發(fā)電充電。

隨著儲能市場的逐步發(fā)展，儲能項目的盈利模式受到廣泛關(guān)注。

一、獨立儲能項目盈利模式

以山東省為例，目前獨立儲能電站收入主要來自三個方面：現(xiàn)貨市場電能量交易收入、容量市場補償收入、容量租賃市場租金收入。

（一）現(xiàn)貨市場電能量交易收入

《山東省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則(試行)》規(guī)定：滿足電網(wǎng)接入技術(shù)要求的獨立儲能設(shè)施以自調(diào)度模式參與電能量市場。參與電能量市場時，儲能設(shè)施主體在競價日通過山東電力交易平臺申報運行日自調(diào)度曲線，在滿足電網(wǎng)安全運行和新能源優(yōu)先消納的條件下優(yōu)先出清，并接受現(xiàn)貨市場價格。同時國家發(fā)改委、國家能源局下發(fā)《關(guān)于進(jìn)一步推動新型儲能參與現(xiàn)貨市場和調(diào)度運用的通知》（發(fā)改辦運行[2022]475號）指出：獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加。

（二）容量市場補償收入

《關(guān)于2022年山東省電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行工作有關(guān)事項的補充通知》指出：儲能電站日發(fā)電可用容量=（儲能電站核定充電容量/2） ×K/24，K為儲能電站日可用等效小時數(shù)，初期電化學(xué)儲能電站日可用等效小時數(shù)暫定為 2 小時。山東省為鼓勵獨立儲能示范項目發(fā)展，在《山東省人民政府關(guān)于印發(fā)2022年“穩(wěn)中求進(jìn)”高質(zhì)量發(fā)展政策清單（第四批）的通知》規(guī)定：暫按電力市場規(guī)則中獨立儲能月度可用容量補償?shù)?倍標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行。

（三）容量租賃市場租金收入

《山東省風(fēng)電、光伏發(fā)電項目并網(wǎng)保障實施辦法（試行）》（征求意見稿）指出：優(yōu)先支持建設(shè)使用大型共享儲能電站的項目，其次支持配建儲能的項目，再次支持租賃儲能的項目。

受政策影響，山東省2022年第三季度前無新增陸上風(fēng)電、光伏項目，儲能租賃市場尚不夠活躍。但隨著山東省陸上風(fēng)電和光伏項目的逐步放開，新增集中式新能源項目必然會帶動儲能電站租賃市場趨熱，預(yù)計租賃價格在330元/年·kW左右。

二、配套儲能

目前我國多地明確要求新能源配建儲能使用。2021年以來，寧夏、遼寧、安徽、福建、內(nèi)蒙古等地陸續(xù)在新能源上網(wǎng)等相關(guān)文件中提出了對儲能技術(shù)、配套等具體要求。配建儲能要求范圍涵蓋25個省份，各地結(jié)合當(dāng)?shù)貙嶋H情況，對配置比例和時間進(jìn)行規(guī)范。

2021年山東省印發(fā)《關(guān)于開展儲能示范應(yīng)用的實施意見》，提出新增集中式風(fēng)電、光伏發(fā)電項目，原則上按照不低于10%比例配建或租賃儲能設(shè)施，連續(xù)充電時間不低于2小時。2022年《山東省風(fēng)電、光伏發(fā)電項目并網(wǎng)保障指導(dǎo)意見（試行）》提出2023年底前并網(wǎng)的海上風(fēng)電項目、2025年底前并網(wǎng)的漂浮式海上光伏項目免于配建或租賃儲能設(shè)施，其他海上風(fēng)電、海上光伏項目由項目開發(fā)企業(yè)按承諾配置儲能設(shè)施，全力保障并網(wǎng)。競配項目要求項目按照儲能優(yōu)先原則和競爭排序規(guī)則由系統(tǒng)自動排序。可見配套儲能已經(jīng)成為山東省未來新能源場站建設(shè)必不可少的部分。

（一）配套儲能盈利模式

參與市場交易的新能源項目與配套建設(shè)儲能作為一個市場主體參與市場結(jié)算。即充電與放電價格接受市場現(xiàn)貨電價。

2022年9月16日前，配套儲能接受調(diào)度調(diào)令進(jìn)行充放電操作，9月16日之后，除電力供需不平衡時會提前一日通知做好調(diào)用準(zhǔn)備，其余時間實現(xiàn)配套儲能自調(diào)度。

（二）配套儲能項目盈利模式存在的問題

1.依據(jù)《山東省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則(試行)》，目前山東省光伏場站結(jié)算時，日分時電量由電網(wǎng)企業(yè)抄錄的日總電量、依據(jù)電力調(diào)度機(jī)構(gòu)技術(shù)支持系統(tǒng)采集的發(fā)電出力曲線分解形成。其中當(dāng)配套儲能放電處于非光伏發(fā)電時刻，結(jié)算時會將相應(yīng)放電量移回光伏發(fā)電區(qū)間，無法享受晚高峰高價放電帶來的收益。盡管目前配套儲能可以實現(xiàn)自調(diào)度模式，但由于結(jié)算機(jī)制問題，無法進(jìn)行峰谷價差盈利。

2.當(dāng)充電時間段處于光伏非發(fā)電時間段，如夏季的低谷時間在凌晨，此時配套儲能只能作為電力用戶承擔(dān)相應(yīng)市場交易價格及附加價格（包括容量補償電價、輸配電價、政府性基金及附加），造成充電成本的增加。

3.配套儲能目前的盈利方式只有充放峰谷價差，沒有任何其他補償性收入。因充放電轉(zhuǎn)換效率造成的損耗部分由電站自己負(fù)擔(dān)，成為了減少收益的又一項原因。

為了更直觀的展示配套儲能盈利存在的問題，以某光伏電站（50MW）配建儲能5MW為例。2022年1月至11月14日，共計充電電量159.134萬kWh，其中作為用戶購電電量5.061萬kwh，使用光伏發(fā)電充電電量154.073萬kWh。放電電量135.962萬kWh，充放電轉(zhuǎn)換效率85.44%。其中由于結(jié)算問題，無法實現(xiàn)峰谷價差盈利；充放電轉(zhuǎn)換效率損耗部分造成的虧損為7.14萬元；作為用戶購電產(chǎn)生的費用為3.53萬元，共計損失可達(dá)10.66萬元。配建儲能入不敷出影響著新建新能源場站的建設(shè)和儲能市場的長遠(yuǎn)發(fā)展。

三、儲能項目發(fā)展現(xiàn)狀及建議

截至2022年10月，山東省風(fēng)電、光伏裝機(jī)容量 60192.57MW；儲能項目共計46座，總?cè)萘?74.05MW，同比增長459.93%，儲能容量占新能源裝機(jī)比例為1.5%。其中新能源場站配套儲能39座，容量361.45MW，占比41.35%；獨立儲能電站7座，容量512.6MW，占比58.65%。獨立儲能后來者居上，占據(jù)山東省儲能市場的半壁江山，對電網(wǎng)調(diào)峰、維護(hù)電網(wǎng)安全作出貢獻(xiàn)。

新型儲能已成為投資熱點，市場對磷酸鐵鋰電池的需求會越來越大，鋰離子電池項目建設(shè)成本居高不下，成本疏導(dǎo)困難；同時由于盈利模式不足以支撐儲能項目覆蓋成本，特別是配套儲能項目，市場驅(qū)動力不足，影響儲能項目未來的布局和發(fā)展。

（一）優(yōu)化儲能配置方式，合理儲能布局。隨著液流電池、鈉離子電池、空氣壓縮儲能、二氧化碳儲能等新技術(shù)逐步在由試驗走向應(yīng)用，新型儲能產(chǎn)業(yè)布局迎來重大機(jī)遇，應(yīng)全局性考慮儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，引導(dǎo)各種類型儲能有序建設(shè)，理清產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展，切實發(fā)揮儲能的作用，避免資源浪費。

（二）豐富完善儲能盈利模式，利用市場推動儲能持續(xù)發(fā)展。建立保障儲能項目盈利的長效機(jī)制，推動儲能盈利模式多元化，完善電能量市場、容量市場、輔助服務(wù)市場等市場的參與規(guī)則及價格形成機(jī)制，通過價格信號引導(dǎo)儲能市場良性發(fā)展。盡快解決光伏場站配套儲能項目的結(jié)算問題，研究推動配套儲能向獨立儲能轉(zhuǎn)化的可行性，出臺配套儲能綜合利用等實施細(xì)則支持配套儲能盈利模式的多樣化；研究配套建設(shè)儲能與新能源項目作為一個市場主體，對新能源參與現(xiàn)貨市場起到的調(diào)整與穩(wěn)定作用。

（三）統(tǒng)籌規(guī)劃配建儲能，支持容量租賃市場發(fā)展。山東省目前將儲能裝機(jī)配額作為新能源發(fā)電項目并網(wǎng)條件，但對配儲能的容量比例和裝機(jī)時長缺乏足夠依據(jù)。科學(xué)規(guī)劃、統(tǒng)籌配置儲能的比例和裝機(jī)規(guī)模，出臺配套儲能后續(xù)建設(shè)政策，鼓勵通過租賃獨立儲能容量形式進(jìn)一步支持和完善容量租賃市場。

（作者均供職于中國三峽新能源（集團(tuán)）股份有限公司山東分公司）