新型儲能在提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力、綜合效率和安全保障作用方面能發(fā)揮較大作用，在建設以新能源為主的新型電力系統(tǒng)以及實現(xiàn)“雙碳”目標的大背景下，新型儲能的作用更加凸顯。
本文來源：微信公眾號 鄂電價格 ID：edianjiage 作者：范先國 汪致洵
根據(jù)儲能在電力系統(tǒng)中的位置不同，新型儲能一般分為4類：獨立儲能、電源側(cè)儲能、用戶側(cè)儲能和電網(wǎng)側(cè)儲能。
目前而言，國家層面針對新型儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展出臺了一系列支持政策。但是，在電價機制方面稍顯缺失，僅在相關產(chǎn)業(yè)支持政策中提出了原則意見或探索方向，比如：《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》（發(fā)改能源規(guī)〔2021〕1051號）提出：“建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制，逐步推動儲能電站參與電力市場；研究探索將電網(wǎng)替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收。完善峰谷電價政策，為用戶側(cè)儲能發(fā)展創(chuàng)造更大空間”。
由于配套政策在研究探索中，導致新型儲能盈利模式并不明朗，有點“霧里看花”的感覺。
拋開少數(shù)省份自行出臺的獨立調(diào)峰價格政策外，我們認為現(xiàn)階段新型儲能根據(jù)其屬性不同，主要有兩種盈利模式：峰谷價差套利模式、電量電價收入模式。
1.峰谷價差套利模式，主要適用于獨立儲能電站、用戶側(cè)配套儲能電站。儲能電站在低谷時向電網(wǎng)買電、儲存電能，在高峰時釋放電能、向用戶賣電，利用峰谷價差實現(xiàn)套利，獲取購銷價差收入。
2021年國家發(fā)改委出臺了《關于進一步完善分時電價機制的通知》（發(fā)改價格〔2021〕1093號），其中一大亮點就是要求合理拉大峰谷電價價差，可以理解為加快儲能發(fā)展釋放的強烈的價格信號。
峰谷價差的拉大，在電力現(xiàn)貨市場，有利于儲能企業(yè)通過價差套利——低買高賣。
對于獨立儲能電站，以通過形成合理的峰谷電價價差為核心，積極參與電力市場，在市場上發(fā)揮高峰供電作用，服務于特定用戶電力需求并獲取高峰時段價差收入；
對于用戶側(cè)配套儲能電站，作為特殊“用戶”的一部分，主要服務于與其配套的用戶，通過優(yōu)化負荷曲線、需量管理、支撐綜合能源服務以及需求側(cè)響應等作用，降低用戶用能成本，提升用戶供電可靠性。
從湖北來看，2021年新出臺的峰谷分時電價政策，進一步拉大了尖峰、低谷價差，有利于加快推動新型儲能發(fā)展。
儲能企業(yè)在低谷時段(晚上11點至第二天凌晨7點，8個小時)充電，正是晚上休息時間，這個時候，企業(yè)用電的價格僅僅是平段基礎電價的0.48倍。
而高峰時段（上午9點到下午3點，6個小時）放電——向用戶供電，正是上班生產(chǎn)時間，這個時候，儲能賣出電價是平段基礎電價的1.49倍，高峰、低谷價差達到了1.01倍，也就意味著度電價差資金超過了工商業(yè)的平段基礎電價水平（約0.6元-1元）。
科學合理調(diào)度生產(chǎn)運行方式，利用較高的購銷價差來獲取較高的收益。
在美國加州，獨立儲能電站參與電力市場IRR（內(nèi)部收益率）可達19.1%，其中“峰谷價差套利”就是其收入來源的一部分！
據(jù)悉，2022年2月底和3月初，山東省留格國投儲能、滕源華電儲能、關家三峽儲能和全福華能儲能4家電站先后在電力交易中心完成注冊公示，成為全國首批參與電力現(xiàn)貨市場的獨立儲能電站。
目前山東電能量市場日最高電價價差已經(jīng)超過1元/千瓦時，套利空間較大。如果儲能電站能夠合理制定競價策略，其有望得到較好收益。
2.電量電價收入模式，主要適應于電源側(cè)儲能電站。新能源企業(yè)為獲取新能源項目指標，主動按照政府強制要求配置一定的儲能設施。收益來源是減少棄風棄光電量和“兩個細則”考核費用，儲能電站多數(shù)僅作為新能源項目的成本項。
對于電源側(cè)儲能，主要服務于所配套電源，優(yōu)化電源上網(wǎng)供電曲線，支撐風電、光伏等非化石能源電源符合電源可控性要求，降低市場收入風險，增加發(fā)電收入。
目前，湖北已經(jīng)有三個共享儲能項目，黃梅儲陽、大唐浠水巴河、大唐龍感湖。
上述共享儲能參與主體實際上就是，一個30MW/60MWh的儲能電站和兩個光伏電站。在兩個光伏電站的發(fā)電高峰時段，有部分棄光量，利用儲能電站存儲，光伏發(fā)電低谷時，儲能電站向系統(tǒng)釋放電能。
這部分存儲-釋放電量的收益，由儲能電站和光伏電站分享。一方面，對于風光等新能源企業(yè)，最大限度減少棄風棄光，發(fā)揮較好的經(jīng)濟效益；另一方面，配套儲能可優(yōu)化電廠出力，參與市場高峰時段交易，提高收益水平。
在美國德州，光儲項目參與電力市場IRR（內(nèi)部收益率）可達24.2%，其中“峰谷價差套利”是其收入來源的主要部分！
電網(wǎng)側(cè)儲能又包括電網(wǎng)替代性儲能設施和電網(wǎng)側(cè)儲能電站。
其中：電網(wǎng)替代性儲能設施，一般不能獨立運行，只是電網(wǎng)建設投入的一種技術手段，可以減少變電容量及輸配電線路的建設，降低電網(wǎng)投資。
電網(wǎng)側(cè)儲能電站，一般可以獨立運行，具備調(diào)峰、調(diào)頻、事故備用等功能，由電網(wǎng)調(diào)度控制，用以保障電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行或提升電網(wǎng)經(jīng)濟性。
電網(wǎng)側(cè)儲能投資受到國家嚴格監(jiān)管，2019年出臺的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》及2020年出臺的《省級電網(wǎng)輸配電價定價辦法》，均明確規(guī)定電化學儲能投資不能計入輸配電定價成本。
因此，電網(wǎng)側(cè)儲能只有履行了嚴格的審核程序、經(jīng)政府主管部門批準后方可投資建設，方能納入輸配電有效資產(chǎn)，通過輸配電價回收。
結(jié)論：
總體來看，新型儲能和抽水蓄能二者作用高度相似，都是提升發(fā)電容量充裕度、保障新型電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行的重要支撐。
但相較抽水蓄能價格機制，新型儲能尚存在諸多問題。國家針對抽水蓄能已經(jīng)出臺了容量電價機制，但對于新型儲能，卻無法同等享受容量電價政策，似乎不太合理，影響儲能項目發(fā)展速度和質(zhì)量。
尤其值得注意的是，無論是價差套利模式還是發(fā)電電價收入模式，都是市場行為，面臨著多變環(huán)境下的運行策略、電價機制、交易機制等問題，存在風險和不確定性。最根本的是要解決市場化成本的疏導矛盾。
結(jié)合十四五儲能規(guī)劃，建議國家層面盡快深入研究，參照抽水蓄能，建立符合新型儲能特點的容量電價機制，助力新型儲能具有穩(wěn)定合理的收益來源。