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對于儲能行業(yè)來說，一個最需要厘清的問題就是誰來為儲能買單。由于市場規(guī)則和政策不同，為此買單的主體是不太一樣的。

當(dāng)前，國內(nèi)的新型儲能市場正處于爆發(fā)期，筆者將分別從儲能項(xiàng)目的三大應(yīng)用場景——發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用電側(cè)來逐一分析。

新型儲能商業(yè)模式的核心

對于發(fā)電側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲能，它們的商業(yè)模式雖有差別，但本質(zhì)用途都是削峰填谷、調(diào)峰調(diào)頻，保障電網(wǎng)穩(wěn)定性，可被統(tǒng)稱為“電表前”儲能。至于具體是在發(fā)電側(cè)還是在電網(wǎng)側(cè)配置儲能，主要取決于“誰來買單”。

發(fā)電側(cè)的儲能裝機(jī)，是當(dāng)下市場爆發(fā)的源動力，主要來自政策對風(fēng)電、光伏電站的強(qiáng)制配儲要求。各省份的規(guī)定不盡相同，一般要求的配置比例為10%～20%，容量時長2小時以上。

這里的強(qiáng)制配儲，用電力行業(yè)的話說就是強(qiáng)制具備“一次調(diào)頻”的能力，一次調(diào)頻不在補(bǔ)償之內(nèi)。光伏、風(fēng)電等新能源本身，不像傳統(tǒng)的火電和水電，是有轉(zhuǎn)動慣量的，轉(zhuǎn)動慣量可以帶來整個電力系統(tǒng)的穩(wěn)定。但光伏一照射就有電，沒有照射就沒電，在這種情況下，需要人為構(gòu)建一個轉(zhuǎn)動慣量，這就是強(qiáng)制配儲的由來。

在發(fā)電側(cè)配置儲能，很長一段時間里是成本項(xiàng)，相當(dāng)于增加了光伏或風(fēng)電站的建設(shè)成本。如今，由于電池成本下降以及政策補(bǔ)貼，在發(fā)電側(cè)配置儲能已基本具備經(jīng)濟(jì)性。

而二次調(diào)頻，需要一個更細(xì)的補(bǔ)償方式，建立一個市場機(jī)制，部分省份正在進(jìn)行一些試點(diǎn)。如果參與“二次調(diào)頻”，相當(dāng)于儲能參與火電、水電等發(fā)電機(jī)組市場化競爭，誰中標(biāo)取決于誰的價格低、誰的反應(yīng)速度快。此時儲能的優(yōu)勢就體現(xiàn)出來了，整體仍然是為電網(wǎng)的穩(wěn)定性服務(wù)。

對于電網(wǎng)側(cè)，由于國家發(fā)展改革委、國家能源局在2019年規(guī)定，抽水蓄能、電儲能設(shè)施不計入輸配電定價成本，也就是不計入上網(wǎng)電價，抑制了電網(wǎng)企業(yè)投資新型儲能的積極性，更多新增裝機(jī)進(jìn)入發(fā)電側(cè)。

但是，在2021年政策有所調(diào)整和完善。國家發(fā)展改革委、國家能源局下發(fā)的《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》釋放信號，不僅透露將建立電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲能電站容量電價機(jī)制，同時也明確了下一步會探索將電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施成本收益納入輸配電價回收，這意味著電網(wǎng)側(cè)儲能成本未來有望得到疏導(dǎo)。

因此，新型儲能商業(yè)模式的核心，在于建立良好的電力市場環(huán)境。針對“誰為儲能買單”的問題，主要本著“誰提供、誰獲利，誰受益、誰承擔(dān)”的原則，比如一次調(diào)頻、二次調(diào)頻及調(diào)峰等輔助服務(wù)，都是由發(fā)電企業(yè)、電力用戶等共同分擔(dān)，避免出現(xiàn)投資方與受益方的錯配和成本轉(zhuǎn)嫁。

“尖峰電價”讓儲能發(fā)揮作用

隨著2021年風(fēng)、光等新能源發(fā)電占比明顯提高，我國電力系統(tǒng)已經(jīng)呈現(xiàn)出“雙峰雙高”(雙峰：電網(wǎng)夏、冬季負(fù)荷高峰;雙高：高比例可再生能源、高比例電力電子裝備)、“雙側(cè)隨機(jī)性”(風(fēng)電、光伏發(fā)電具有波動性和間歇性，發(fā)電占比提升后，供電側(cè)也將出現(xiàn)隨機(jī)波動的特性，能源電力系統(tǒng)由傳統(tǒng)的需求側(cè)單側(cè)隨機(jī)向雙側(cè)隨機(jī)發(fā)展)特征，電網(wǎng)對“調(diào)峰+調(diào)頻”的需求越來越迫切。

為刺激電化學(xué)儲能參與電網(wǎng)側(cè)調(diào)峰、調(diào)頻服務(wù)，國家及各省份密集出臺相關(guān)政策，明確儲能的獨(dú)立主體身份和獨(dú)立儲能參與輔助服務(wù)市場的補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)，從而確定了電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲能商業(yè)模式的可行性及經(jīng)濟(jì)性。

獨(dú)立儲能電站放電時相當(dāng)于發(fā)電主體，充電時相當(dāng)于購電主體。據(jù)天風(fēng)證券測算，如果同時參與“調(diào)峰+調(diào)頻”市場，獨(dú)立儲能電站的全生命周期IRR可上升至18.61%。

對于用電側(cè)，國內(nèi)由于電價低廉，戶用儲能市場空間還不太大，處于市場早期。目前的商業(yè)模式主要是工商業(yè)通過峰谷價差機(jī)制獲得收益。

中國工商業(yè)用戶的用電量占總用電量的70%。比如水泥廠的成本結(jié)構(gòu)中，電費(fèi)占70%～80%，一家10萬噸產(chǎn)能的水泥廠，年度電費(fèi)一般在2億元左右。

在巨大的電力消耗面前，電價的峰谷差價非常可觀。國家發(fā)展改革委要求，調(diào)高峰谷差價的比例(4：1)，也就是說，如果最高時電價為0.8元，那對應(yīng)最低時就只有0.2元，峰谷差價達(dá)0.6元。

另外，部分省份還在推廣“尖峰電價”機(jī)制，它的價差比峰谷電價還要高。例如在江蘇省，有兩個低谷階段、兩個高峰階段，中間還有一小段尖峰階段，尖峰電價可能是低谷電價的5倍以上。

這種情況下，儲能的作用就發(fā)揮出來了，對低谷電價和尖峰電價起到了時移作用，用電量越大越明顯。如果按照10萬噸級的水泥廠來測算，電價差價在0.65元左右，基本上4～5年儲能的收益就非常明顯。

據(jù)東方證券分析，對于一般工商業(yè)來說，“兩充兩放”是套利場景下的運(yùn)行策略，一般儲能配置時長約3小時。不同地區(qū)的峰谷時段差異較大，一般情況下劃分為5~6個時段，其中2個高峰、2～3個平段、1個低谷。高峰一般持續(xù)時長約2~3小時，2個高峰間夾雜一個2~3小時的平段。運(yùn)行策略中“一充一放”在低谷高峰，另一個“一充一放”在平段高峰。

隨著中國電氣化率越來越高，負(fù)荷的峰谷差也越來越大。未來，隨著電動車的滲透率越來越高，電動車充電高峰期與電網(wǎng)用電高峰期吻合，也需要通過峰谷價差來引導(dǎo)負(fù)荷的時移。

為創(chuàng)業(yè)企業(yè)帶來利好

如今，隨著光伏、風(fēng)電發(fā)電量占比越來越高，系統(tǒng)性布局儲能的緊迫性也越來越強(qiáng)。從動力電池到儲能電池，中國電化學(xué)儲能已進(jìn)入規(guī)模化發(fā)展階段。

但要想實(shí)現(xiàn)高速增長的目標(biāo)，還需要厘清利益分配、成本疏導(dǎo)等市場化機(jī)制，打通發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用電側(cè)儲能的商業(yè)模式。

結(jié)合海外戶用儲能和國內(nèi)源網(wǎng)側(cè)配儲的強(qiáng)烈需求，新型儲能正掀起新一輪發(fā)展熱潮。國內(nèi)電化學(xué)儲能電池2021年出貨量較2020年增長超4倍，而全球新增儲能規(guī)模也同比增長了117%。這將極大利好電池、變流器、電池管理系統(tǒng)等創(chuàng)業(yè)企業(yè)，其中有望誕生全球級的新興公司。

(作者系經(jīng)緯創(chuàng)投商業(yè)研究分析師) 

原標(biāo)題：誰來為儲能買單？