储能之“殇”：盈利模式难解

电力18讯：

随着新型电力系统的提出，可再生能源的占比不断提升，电网稳定性面临着诸多挑战，在此背景下储能成为改善、解决新能源稳定性等问题的利器。但是，尽管受到两部委政策和多地方配储要求的利好加持，储能面临的挑战远比想象的多。其中，最显而易见的就是尚未成熟的商业模式，盈利机制的不完整是配套储能的最大痛点。

 

现有的商业模式下，储能创造收益价值的路径主要有三种，参与调频、调峰等电力辅助服务模式、峰谷电价差套利模式以及减少弃电量等其他间接盈利模式。

 

不过，不同应用场景对应的储能要求存在多样化。虽然储能系统安装在发电侧、电网侧和用户侧，能够给电网提供的辅助服务的功能是一样的，但每个应用场景侧重点不尽相同。所以国家电投天启智慧能源科技常务副总理事长沈聪表示：“储能的商业模式应该根据其侧重点量身定做，发挥储能应有的作用。”

 

发电侧：减少弃风弃光，获取电力辅助收益

 

储能应用于电力系统的发、输、配、用、调度多环节，为电力系统更提供调峰调频、需求侧响应等多种服务。在发电侧，储能的主要功能体现在提高新能源消纳，平滑新能源输出，同时对火电机组加储联合调频。这些功能催生储能在发电侧的商业模式更多侧重于减少弃风弃光电量增加电费收入以及通过电力辅助服务获得补偿。

 

储能在发电侧的应用分为新能源侧强制配储和火储联合调频。而新能源的波动性往往导致发电不稳定。例如，光伏发电量在中午会超出负荷曲线，如果没有储能只能弃电，配置储能可以在发电高峰期给储能系统充电储存，在发电低谷期再把储存的电量释放以达到平滑发电曲线的效果，减少了弃风、弃光电量提升收益。

 

另一方面，储能通过火储联合调频参与电力辅助服务，改善火电机组的响应时间、速率等，从而大幅度提升火电机组的KP值，提升火电机组的AGC调节性能，从而在AGC市场获得更多收益。

 

不过，目前发电侧的商业模式还存在诸多挑战。“火储联合调频方面，由于两个细则的规定每隔一段时间进行修正，导致储能项目收益的不断下降，储能的实际收益和预期收益相差较大。项目属于零和博弈，在一定范围内具有天花板，且后续开发的项目风险将逐步提高。”沈聪表示。

电网侧：纳入电网成本，电力辅助服务获利

 

由于储能在电网侧承担调峰调频、缓解线路阻塞、延缓电网设施升级、减少电网投资等职责，所以其商业盈利模式更加侧重于获得电力辅助服务收益和纳入电网成本。与发电侧电力辅助服务不同的是，电网侧储能主要通过“储能电站的配额租赁”或“合同能源管理+购售电”等运营途径提供削峰填谷、调频、备用等辅助服务。

 

但事实上，电网侧储能项目一般由电网公司作为投资主体，负责项目整体建设与运营，由于此前国家发改委规定储能设施的费用不得计入输配电定价成本，导致储能项目投资费用无法得到传导，收益受损。虽然5月7日，国家发改委作出初步尝试，宣布将抽水蓄能纳入输配电价回收，但其中的许多细节，租赁费用、调峰调频收益等标准还需要进一步明确。

 

用户侧：峰谷价差套利，减少电费成本

 

用户侧储能的主要安装在微电网、工商业以及家庭侧，其应用场景决定了用户侧储能要以为业主节约电量电费和容量电费为最终目的。其中，峰谷价差套利与减少电费成本是最具经济性的商业模式。

 

目前我国绝大部分省市工业用电实行峰谷电价政策，不同时段，电价不同，采取两部制电价(容量电价+电量电价)模式。通过配储，我们可以在低谷电价时充电，高峰电价时放电来减少电量电价，同时还可以削减用电负荷的高峰时段，减少容量电价成本。

 

但由于用户侧储能收益方式过于依赖峰谷价差，导致目前用户侧应用地域受限，只能在峰谷电价差幅较大的区域开展项目。“而且用户侧储的收益随着用户的用电负荷改变而改变，导致收益具有不确定性，后续管理运维也存在很大的难度和很高的费用。”沈聪博士补充道。

 

新能源的发展创造了新的储能需求。据统计目前已有甘肃、新疆、湖南、山西等18个省份出台了新能源配置储能的政策。新能源+储能已经成为标配，但是在没有完整的盈利机制和收益保障下，配储成为一种成本负担；投资方将储能系统视为额外成本，用最低的价格去购买，导致储能质量难以保证，安全性大打折扣。北京最大光储充项目爆炸为我們敲响了警钟，提醒我们储能的安全标准亟需完善。

 

除此之外，储能的发展也受限于技术层面。根据调研发现，80%以上的投运项目均未能够达到预期的技术要求和使用寿命；加之储能投资较大、获益渠道单薄，使得成本回收和投资回报期限不断延长等等。储能的“软肋”正在随着关注的扩大而一点点显现出来，储能行业仍然面临诸多问题需要探索、解决。

责任编辑：代腾腾