独立共享储能如何“算得过账”

　　独立共享储能作为新型储能在电网侧的典型应用场景，具有响应时间快、建设周期短、布置灵活的特点。独立共享储能既可以提高电网安全稳定运行水平，又可以助力新能源消纳，是新型储能发挥作用的重要应用场景。当前新型储能正处于商业化初期，其市场机制、商业模式、投资回报机制、成本疏导机制、技术成熟度和实用性还处于探索阶段。独立共享储能为新能源提供容量租赁服务，部分解决了储能成本疏导至受益主体的问题，具有广阔的市场空间，是具有发展前景的一种商业模式。目前各省市颁布的新能源配置储能的政策，导向也是推进新能源向独立共享储能租赁储能容量。实际执行过程中，由于新能源配置储能的机制、调用监管机制、电力市场交易细则的不完善，独立共享储能容量租赁价格较难协商一致。本文探讨了影响独立共享储能容量租赁价格形成的因素以及推进独立共享储能商业模式形成的建议。

　　新能源配置储能的政策分析

　　新能源具有随机性、波动性、间歇性的特点。为了应对新能源规模化、快速发展对电网的冲击，各地出台了新能源并网强制配置或者租赁独立共享储能容量的政策。政策在配置储能的容量、时长方面做出了较为详细的规定，如广西规定市场化并网的光伏、风电需要配置总容量15%、20%的储能，时长为2小时;为了提高专业化的运营程度和整体规模效益，鼓励新能源运营商租赁第三方独立共享储能容量。

　　新能源自建储能本意是通过新能源的自身运营实现套利。自建储能存储富余的新能源发电电量，用电高峰期放电。自建储能也可保持新能源整体出力的稳定性，避免新能源在电力辅助服务市场的成本分摊。

　　独立共享储能电站可同时为多家新能源运营商提供储能容量租赁服务，通过提升单个储能站的容量规模提升整体效率和效益。独立共享储能电站借助专业化的运维提升储能的安全运营水平，通过电力市场的竞价实现盈利的多元化。独立共享储能电站通过电网的直接调度，也为电网提供调峰、调频、调相、黑启动、事故备用等服务。

　　新能源配置储能政策的目的是实现多方互利，为新型储能的发展提供一种可操作的模式。新能源自建储能的调用和监管机制的缺失以及电力市场规则的不完善，让此项政策的执行效果未能达到预期效果。

　自建或租赁储能的考量

　　目前国内锂电池化学储能占新型储能总装机容量的90%，上下游产业链较为完善。其转化效率可达到90%，寿命周期内充放电次数可达到5000—6000次，能量密度相对较高，成本呈逐渐下降的趋势。新能源自建储能一般采用锂电池技术路线，仅仅为了满足新能源并网的要求而采用低成本的策略。自建储能在电力市场的套利方式的考量需要综合评估其运营的风险、成本、效益。

　　储能站运营的安全和经营风险。近年国内外锂电池储能电站的失火事故给储能电站的运营带来了安全压力。储能电站的调用、运营需要专业的力量保证安全，相应需要付出一定的成本。储能在电力市场获利的预期较高，但在电力市场交易规则不完善的情况下市场套利的空间较小。另一方面新能源自建储能的监管机制不完善导致自建储能实际利用率不高。储能的调用存在能量损耗，也需要专业人力的支持，且在运维力量不足的情况下具有一定的安全生产风险。在风险、成本、效益综合考虑下，新能源自建储能实际调用发挥作用的动力是不足的。

　　新能源租赁独立共享储能的方式。为了规避政策监管风险和生产经营的风险，新型储能运营商也可通过租赁第三方独立共享储能来满足并网的要求。租赁服务就涉及到对租赁费用来源、租赁周期、租赁价格等因素的考量。

　　租赁新型储能的费用可以纳入新能源项目整体投资或者年运营成本。费用纳入整体投资的优点在于或可较好解决新能源配置储能的后顾之忧，避免日后的租赁费用的管理和沟通成本。租赁费用也可纳入到新能源后续的运营成本中。其优点是可降低新能源项目的一次性投入，可根据储能技术、市场供给调整相应租赁策略;也可适时根据电力市场机制的变化参与市场获得改革红利。

　　但租赁周期在政策制定方面未能明确。新能源配置储能的本意是配合新能源在其全生命周期(约为25年)内开展电网调峰调频服务，助力新能源的消纳。但是基于新能源投资回报率、储能设备寿命、储能价格波动性等因素的考虑，目前各省市对新能源租赁储能容量的周期未能明确，实际政策制定中有3年、10年以及25年等不同情况。租赁周期的确定参考了储能设备的寿命。以锂电池储能站为例，储能站包含锂电池、储能变流器(PCS)、输变电设备，其寿命不同且受运营方式的影响。锂电池的投资费用约占总投资的50%。储能站参与电力系统调峰，电池寿命约为10年;参与电力系统调频，电池寿命约为3年，且与调用频率密切相关;而除电池以外的PCS、配电变电设备寿命约为25年。储能站设备的寿命的不同为租赁周期的确定增加了复杂性。

　　新能源运营商对于租赁价格预期较低。新能源运营商考虑的租赁价格基于自建储能的成本来考虑，未考虑安全运行成本、经营成本。较低的价格预期不利于独立共享储能容量租赁的协商。

储能项目如何“算得过账”

　　新型储能运营方可以依靠其专业化能力，优化新型储能在电网中的选点配置，发挥调峰调频系统调节的最佳作用，同时参与电力市场的交易，获取最大收益;在储能设备的安全监视、状态分析、应急预警方面发挥专业化的优势，确保新型储能的安全运营。新型储能项目只有满足投资回报率才能通过投资决策。投资费用、运营费用、收入的估算和技术路线的选择对投资回报率有较大的影响。

　　电芯价格的波动给投资费用的估算带来了不确定性。以锂电池储能站为例，电芯的费用约占总投资的50%。电芯的价格受到上游碳酸锂原材料价格的影响较大。而碳酸锂原材料价市场格波动幅度较大，2022年其价格最高值约是最低值的3倍。而储能电站投资决策与采购建设存在时间上的滞后，导致电芯的投资估算价格和采购价格存在较大变数。

　　运营成本与经营方式密切相关，成本和营收较难准确评估。锂电池储能站需要开展日常的运维、监控、调度，这部分的成本费用占比相对较小也相对固定。占比较大且不确定性因素较大的是电芯的更换费用。电芯的寿命受到储能电站参与调峰市场、调频市场的影响;其营收模式也受制于市场交易规则的规定。电力市场交易规则的不完善导致营收和成本的评估更加困难。且市场交易规则变化的不确定性也将给成本和营收的测算带来挑战。

　　技术革新可能会对新型储能带来颠覆性的变革。电动汽车和电池储能一直受到市场的热捧。资本市场持续投入大量的资本促进锂电池产业升级和技术变革。市场的投入和关注将对锂电池的成本、寿命、能量密度带来革命性的影响。储能各技术路线发展也极其迅速。液流储能、空气压缩储能、氢气储能、相变储能等示范项目相继落地，为未来的产业发展带来了成长空间。长期来看，技术的变革将对已建成的储能站的经营带来较大的竞争压力。

　如何破局

　　根据《“十四五”可再生能源发展规划》的预测，“十四五”期间，新能源将保持年均1亿千瓦左右的高速增长，这个规模是“十三五”时期的1.4倍。抽水蓄能建设周期长达7年，短期内难以发挥支撑作用。建设周期在1年左右的新型储能可以发挥巨大的支撑作用。为新能源提供储能容量租赁服务，且具有可行的商业模式的独立共享储能是具有应用前景的方式。为了推动独立共享储能的发展，需要不断完善政策、商业模式创新、电力市场机制。

　　完善新能源自建储能和租赁储能的相关政策。持续完善新能源自建储能的调用监管机制，促进新能源自建储能发挥作用，同时发现自建储能的真实价格。研究制定新能源配置新型储能的租赁服务年限要求，更好地推进储能市场长期可持续发展。

　　鼓励建立风险共担利益共享的机制。根据新能源运营商的风险耐受力的不同，新型储能运营方利用其专业化的运营能力承担相应的运营风险，同时提供相应的的容量租赁服务。新型储能运营方可依据租赁周期、合同周期、项目站点因素确定无风险的固定容量租赁服务价格;同时与新能源运营商进行双边磋商，以期同时满足新型储能运营方盈亏平衡的需求和新能源运营商的风险偏好。新型储能运营方可制定电力市场营收分红合作模式以满足项目的额外浮动利润需求，与新能源运营方分享电力市场所带来的红利。

　　探索新型储能和新能源运营方合资，优势互补共谋发展。通过建立合资企业，双方可以发挥各自的专业特长以及相互的支撑互补作用，分担风险，共同推进新型储能和新能源的健康可持续发展。

　　探索建立新能源和新型储能电站的租赁交易市场。建立集中交易和双边磋商机制，基于各主体对风险偏好的不同，建立一次性租赁储能容量、按年租赁储能容量、参与电力市场的租赁等交易品种。通过市场交易发现储能的真实价格，发挥市场在资源配置中的作用。

　　完善独立共享储能电站参与电力市场的机制。完善共享储能参与现货市场、辅助服务市场的交易机制，给予独立共享储能确定的市场预期，为独立共享储能的发展提供市场机制保障。(董超 南方电网调峰调频(广东)储能科技公司)