浙江储能商业模式及投资收益分析

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01总述

随着国家或地方陆续颁布有关电力辅助服务的政策，储能作为灵活的调节资源，在辅助服务市场将发挥越来越重要的作用。其中2021年12月21日国家能源局发布《电力辅助服务管理办法》，从国家层面明确储能的市场主体地位，新增爬坡等辅助服务品种，预示了储能的巨大市场潜力。

调峰调频是电力辅助服务的主要品种。电力辅助服务是指提供那些为满足输电可靠性和经济要求而提供的服务，包括有功平衡服务、无功平衡服务、事故应急及恢复服务。电力辅助服务的需求由电力系统瞬时平衡的特性所决定，可分为基本辅助服务和有偿辅助服务。基本辅助服务是为保障电力系统安全稳定运行和电能质量，发电机组必须提供的辅助服务，一般包括一次调频、基本调峰、基本无功调节；基本辅助服务之外的辅助服务为有偿辅助服务，一般包括自动发电控制（AGC）、自动电压控制（AVC）、旋转备用、热备用、黑启动等。目前我国需求最多的有偿辅助服务是调峰和调频，两者本质上都是在电力供需偏差时，通过调整出力减小系统偏差，区别在与时间尺度不同，调频为分钟级，调频为小时级。

储能调峰调频的效果优于常规火电机组。当前我国参与电力辅助服的机组以火电为主，储能有很大空间替代火电机组。对于调峰，在用户负荷较低时段，部分火电机组需减少出力；但机组偏离额定工况，发电效率会随负荷降低而降低，导致发电煤耗增加，大幅增加单位发电成本，另外还对机组造成额外的寿命损耗。对于调频，火电机组由锅炉、汽机、发电机及众多辅机组成，系统惯性大，调频效果较差，表现为调节延迟、调节偏差（超调和欠调）、调节反向、单向调节、AGC补偿效果差等现象；而储能系统的调频效果更好，表现为响应速度更快（几十至几百毫秒）、调节精度更高（99%）。

在电力市场改革方面作了大量探索和实践，浙江近年来在电力辅助服务市场也动作频繁。早在2000年浙江发电市场就建成投运、开启集中竞价实践。2015年启动新一轮电力体制改革以来，浙江电力交易中心有限公司在2016年5月注册成立，电力直接交易规模也不断扩大，至2021年达到2100亿千瓦时。同时，电力辅助服务市场作为电力市场改革的重点任务、完善市场化交易机制重要环节之一，浙江颁布一系列政策文件，推进该市场的建设。本文对浙江省2021年的电力辅助服务中涉及调峰调频的政策进行了梳理。

02准入条件及补偿价格

2021年5月20日浙江能监办《浙江省第三方独立主体参与电力辅助服务市场交易规则（试行）征求意见稿》有关辅助服务准入条件和补偿价格的内容为：

（1）准入门槛

参与调峰辅助服务交易：调节容量不小于2.5MWh、调节功率不小于5MW，持续响应时间不小于1小时。

参与调频辅助服务交易：额定充放功率不小于5MW，持续响应时间不小于2小时。

（2）储能调峰价格

上限500元/MWh。

电储能在低谷电价时段填谷调峰400元/兆瓦时，高（尖）峰电价时段填谷调峰500元/兆瓦时，削峰调峰500元/兆瓦时。

储能在高峰电价时段参与充放电一次最高可获1000元/兆瓦时补偿。

（3）AGC调频价格

二次调频60元/兆瓦时，二次调频收益=调频容量收益×AGC综合性能指标。AGC综合性能指标K=max[0.01，（2×k1+k2+k3）/4]。

k1、k2、k3分别为调节速率、响应时间、调节精度。

（4）其他参与辅助服务补偿价格

旋转备用15元/兆瓦时，一次调频120元/兆瓦时，无功报价的上限价格按照投资建设成本确定，暂定为60元/千乏。

市场化用户按照其实际市场化电量占当月全社会用电量比例，并乘以分摊系数ku（暂定0.5），分摊第三方独立主体辅助服务费用，剩余部分的费用纳入发电侧。

提供调频服务期间的主体，一次调频效果性能或AGC综合性能指标小于规定0.6，将取消当日相应的一次/二次调频补偿。

03浙江其他储能政策

2021年6月16日浙江发改委《关于开展2021年浙江省绿色电力市场化交易试点工作的通知》：2021年浙江电力市场交易年度电量不超过上一年度省内新能源总发电规模的50%，鼓励新能源发电企业绿色交易的收益，优先用于配置一定比例的电源侧储能设施，促进新能源全额消纳。

2021年6月23日浙江发改委《浙江省可再生能源发展“十四五”规划》：鼓励开展储能示范项目，支持储能核心技术攻关。推进“可再生能源+储能”模式。发挥源网荷储协调优势，开展核心技术科技攻关。

2021年9月23日浙江义乌发改局《关于推动源网荷储协调发展和加快区域光伏产业发展的实施细则（征求意见稿）》：一是接受电网统筹调度的储能系统按照峰段实际放电量给予储能运营主体0.25元/千瓦时的补贴，补贴两年。二是储能系统优先参与需求响应。签订需求侧响应合同的，按照储能系统容量每年给予储能运营主体6元/千瓦的补贴，在需求侧响应期间成功响应的按照响应期间实际放电量给予储能运营主体4元/千瓦时的补贴。三是分布式光伏发电项目原则上按照装机容量的10%以上配建储能系统，储能系统连续充电时间不低于2小时，第8年熔炼保持率不低于70%。四是光伏配建采用储能置换额交易（共享储能）商业模式时。交易价格建议不低于储能系统成本的25%或不低于500元/kWh。

2021年10月25日浙江温州市政府《关于印发温州市制造业千企节能改造行动方案（2021-2023）的通知》：对于实际投运的分布式储能项目，按照实际放电量给予储能运营主体0.8元/千瓦时的补贴。

2021年11月9日浙江发改委《关于浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》：一是对利用小时数不低于600小时调峰项目给予容量补偿，补贴期暂定3年，补偿标准按200元、180元、170元/千瓦年逐年退坡。二是联合火电机组调频的示范项目，Kpd＞0.9的按储能容量每月给予20万千瓦时/兆瓦调频奖励一定用煤量指标。三是新型储能示范项目应按照工作寿命10年及以上设置，采用锂电池的新建电化学储能电站，原则上交流侧效率不低于85%，放电深度不低于90%，电站可用率不低于90%、充放电次数不低于6000次。

2021年12月17日浙江海宁发改委《关于加快推动新型储能发展的实施意见（征求意见稿）》：一是过渡期间，对于年利用小时数不低于600小时，接受统一调度项目的调峰项目给予容量补偿，补贴期暂定3年，补偿标准按200元、180元、170元/千瓦年逐年退坡，已享受省级补贴的项目不再重复补偿。二是“十四五”建成并网18万千瓦新型储能项目，其中优先在尖山新区核心示范区建设，并逐年在全市其他范围试点，2022年建成1-2万千瓦新型储能项目。三是优先发展用户侧分布式储能建设，逐步探索电网侧集中式储能建设，有序开展电源侧储能建设。

04投资收益

影响投收益的首要因素为储能成本。以锂离子电池储能为例，三大件即电池、PCS、电控（EMS）的设备成本约占系统总成本的80%左右，其中电池成本约占设备成本的三分之二、并随价格上涨成本占比进一步加大。电池价格上涨直接原因是上游材料价格的上涨，锂离子电池正极材料锂盐自2020年三季度至今价格从4万元涨至30万元/吨以上，一年多时间锂盐材料涨价近三番。但随着海外锂矿扩产和疫情的好转，数年后电池成本仍有下降的空间。另外浙江有诸如天能、超威、旭派、南都等诸多电池生产厂家，良好的产业集群也有利于电池成本下降。

调峰影响储能的发电收入，电力现货市场可以完善调峰价格机制。储能电站可以通过谷段充电、峰段放电获取部分收入，但由于要承担调峰辅助服务职能，所以在相当的时间内是不发电的；而若仅依靠如传统的火电厂的固定上网电价，难以解决储能电站的投资收益问题。一个解决方案是在电力现货市场发现储能电站调峰价值，并为其定价。浙江的现货市场以电源侧入手，目前主要包括省内统调电源（新能源除外）；若调峰服务在条件成熟时进入现货市场，储能直接通过充放电的实时电价获得合适收益。

储能调频的市场容量受到补贴分摊模式的影响。随着新能源比例的增加，调频压力增大，调频服务的空间也会增加。但在我国控制电价上涨的大环境下，调频服务的成本不太可能疏导和分摊到用户侧，调频空间仍只是在现有电价中切割份额，在整个全社会电费成本中占比不会明显上升。所以储能调频电站的新入局者将面临一定风险，在市场呈现饱和的情况下，先行建设且已回收成本的储能电站会倾向于报低价，易产生价格踩踏。

多场景应用是储能系统创造更多经济效益的有效方法。储能电站除可以参与调峰调频外，也可通过分时电价、需求响应、其它辅助服务等获得收益。若未来出台其他投资补贴和运营补贴，将可能进一步有效提升浙江储能项目的经济性。储能电站结合当地电力市场改革以及用能需求，可拓展出多元的商业模式。

05小结

储能作为比火电机组性能更好的调峰调频灵活资源，将有可能在电力辅助服务中获得更大市场空间。浙江作为电力市场改革进行较早探索和实践省份，不断发布储能调峰调频政策，给调峰调频储能电站带来了巨大投资机会。特别是储能在高峰电价时段参与充放电一次最高可获1000元/兆瓦时补偿，引起大家的普遍关注。但在看到较高补偿的同时，建议投资者关注储能参与调峰调频获得收益的潜在风险，通过多场景应用来提高储能电站的收益率。

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