文|光伏頭條
儲能收益怎么樣？多長時間能收回成本？
這是很多人都很關注的話題。
國際能源網/儲能頭條（微信公眾號：chuneng365）記者獲悉，在4月26日“2022年全球儲能行業發展回顧與展望研討會”上，清華大學電機系副教授鐘海旺副教授在報告中披露了這方面的信息：儲能電站最快兩年能收回成本， 分時復用或將成為儲能新商業模式。
傳統的調度運行方式已經難以適應高比例風電、光伏等新能源接入帶來的挑戰，這給儲能的發展提供了一個絕佳機遇。儲能的成本逐漸下降，也為儲能的規模化的應用奠定了基礎。
國際能源網/儲能頭條（微信公眾號：chuneng365）了解到，截至2020年底，全球已投運的儲能項目累計裝機1.91億千瓦。我國已投運儲能項目累計裝機是3560萬千瓦，占全球市場的18.6%，同比增長了9.8%。其中的電化學儲能的裝機是327萬千瓦，同比增長是91.2%。 瘋狂的增速離不開政策的大力支持。
國際能源網/儲能頭條（微信公眾號：chuneng365）梳理的對儲能收益有益處的政策文件包括以下：
“市場主導、有序發展”原則確立：今年1月29號國家發布了《“十四五”新型儲能發展實施方案》。其中明確提出“市場主導、有序發展”這樣一個原則。文件提出要明確新型儲能的獨立市場地位，充分發揮市場在資源配置中的決定性作用，更好地發揮政府作用。完善市場化交易機制，豐富新型儲能參與的交易品種，健全配套市場規則和監督規范，推動新型儲能有序發展。
“誰提供，誰獲利；誰受益，誰承擔”原則確立：儲能的發展跟電力輔助服務分不開的。在去年12月21號，國家能源局發布了《電力輔助服務管理辦法》，明確了電力輔助服務包括的種類，為儲能進一步進入市場提供了很多的交易品種的選擇。根據當地電網運行的需求和特性，要按照“誰提供，誰獲利；誰受益，誰承擔”的原則來確定各類電力輔助服務品種補償類型，并制定具體的細則。
“配置儲能優先”原則：于去年7月發布的《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，從國家的層面制定了規定風電光伏場站要要配置相應的容量的儲能，推動了儲能的發展。
電力現貨市場建立：2017年8月我國開展電力現貨市場的試點建設，到2019年6月，首批8個現貨試點全部投入試運行。然后在2019年8月發布了《關于深化電力現貨市場建設試點工作的意見》。在2021年3月份又確定了第二批6個省級電力現貨市場試點。目前全國都在緊鑼密鼓推進電力現貨市場的試點建設。
分時電價確立：電價不隨時間而變化不利于源網荷儲的協同互動。在用戶側，國家發改委發布了《關于進一步完善分時電價機制的通知》。目前各個試點省份也紛紛推出了分時電價的政策，現在最大峰谷價差超過了每度電七毛錢。價差最大的地區是廣東省的珠三角五市，達到1.36元每千瓦時。峰谷價差為儲能參與峰谷套利提供了一個商業模式。
補償機制：2022年3月22日，國家能源局南方監管局就《南方區域電力并網運行管理實施細則》《南方區域電力輔助服務管理實施細則》（征求意見稿）公開征求意見。獨立儲能電站作為新主體納入南方區域“兩個細則”管理，納入范圍須是容量為 10MW/1 小時及以上的新型儲能電站，不受接入位置限制。在補償方面，獨立儲能電站參照煤機深度調峰第二檔的補償標準（以廣東為例，儲能深度調峰補償標準約為 0.792 元/千瓦時，較 2020 年版提高 0.292 元/千瓦時）；其他輔助服務如一次調頻、AGC、無功調節等品種采用與常規機組一致補償標準。此外，各個試點省份也推出了調頻輔助服務的相關的市場交易機制。有了調頻輔助服務市場價格，儲能就可以更加靈活地參與到調頻市場。
取消工商業目錄銷售電價：去年還有一個非常重磅的一個政策文件《關于進一步深化燃煤發電上網電價市場化改革的通知》，也就是就是1439號文。核心是要燃煤發電的電量要全部進入電力市場，同時取消工商業的目錄銷售電價，這是具有重要歷史意義的政策：使得工商業用戶100%要進入電力市場，促進我們的電力用戶配置儲能。
儲能價值要綜合判斷
國際能源網/儲能頭條（微信公眾號：chuneng365）了解到，儲能在電網的運行當中可以發揮的功能包括：削峰填谷、延緩輸配電的投資、區域調頻、降低網損、提供備用容量、提升電網的可靠性、容量支撐、減少輸電阻塞、黑啟動等。
既然有這么多功能，要通過一定商業模式來實現其市場化價值。
鐘海旺認為，其市場化價值表現在以下幾個方面。
第一是容量價值，包括延緩發電裝機的投資、推遲輸電線路的建設、推遲配電設施的升級。還有提供緊急容量支撐、減少基本電費的支出。
第二是能量價值，包括削峰填谷的套利、短期能量的供應、消納棄風棄光、能量偏差的調節。
第三是輔助服務方面的價值，包括調峰調頻、備用的電壓，還有改善電能質量、黑啟動等等。
其價值實現現實狀況如何？鐘海旺做了一些測算：
在容量價值方面，自建儲能可以規避最大需量的基本定價。假設自建1000KW的儲能電站，可以在負荷高峰期“完美”規避最大需量。除此之外，每KW儲能容量每月最多可以獲益40元，一年為480元。按照5年的運行壽命算，生命周期獲益為2400元，超過當前國內鋰電池儲能的建設成本。
在能量價值方面，鐘海旺先以美國電力市場價格為例。假設單位容量的鋰電池每天可循環充放電，按照充放電電能效率90%來計算。那么儲能每單位容量經過測算后，每天的峰谷價差收益是0.045美元。那么每年的單位容量儲能的收入16.46美元。按照200美元計入單位容量成本。那么回收這個投資需要12元。如果以實時的節點電價作為測算依據，那么回收的年限大概是11年。
國內的則大有不同，鐘海旺以國內深圳2021年電網銷售價格為例演示了測算過程和結果：
以10千伏用戶為例，單位容量鋰電池每天可以循環充放電兩次，按充放電能效率90%計算，則儲能單元的每天峰谷收益價差為：1.0526x90%-0.2561+1.0526x90%-0.7001=0.9358元
即每年單位容量儲能的收入為340元/年，按1500元計入單位容量成本，則需要4.5年可收回成本。
若考慮新版《南方電儲能電站并網及輔助服務管理實施細則》，對于充電電量給予0.5元/KWh補償，則日收益提高到1.94元/KWh，年收入約為700元/年，成本回收期大致為2年。
另外還有調頻價值測算。2018年1月1日起，山西電力調頻市場正式運行，市場價格申報范圍由原來的12-20元/MW ,調整為5-10元/MW。
目前山西省內共有京玉、陽光、恒北三家電廠在機組端配置了9MW的鋰電池儲能參與調頻交易，投資額約為2000萬元。
據試運行情況，帶儲能的機組提供調頻服務的性能指標為5左右，常規火電機組的性能指標為2-4之間。根據2018年1月的調頻價格計算，帶儲能的機組（30萬千瓦）日軍手機在3.5萬元左右，每月收益約為100萬元。
儲能電站提供商與電廠按照8:2的比例進行收益分成，約合每MW儲能日收益為3000元，年收益60萬元左右（考慮機組運行200天）。單位容量的年收益約為600元/年，不到4年即可收回成本。
2021年山西的調頻市場進一步優化。根據新能源消納的一般規律，將調頻市場優化為五個時段開展交易，增加了日內調頻市場二次出清機制。
所以鐘海旺表示：這是非常可觀的一種參與市場實現價值的方式。
分時復用或將成為儲能新商業模式
但是，鐘海旺也認為，我國的儲能市場還有待繼續完善，才能為儲能發掘出更大的利益空間。其中最大的問題是，當前儲能電站項目參與輔助服務的種類是比較單一。比如說有些儲能電站就是純粹參與調頻，有些儲能電站就是純粹參與調峰。個功能是在設計建設的初期就已經確定了。“但實際上我們知道儲能資產的利用率提升，它實際上在可以在不同的時間段參與不同的輔助服務，提供不同的輔助服務。而且這個在技術層面上是可以做到的。”
鐘海旺的課題組提出了一種“分時復用”的商業模式：“也就是說一個儲能電站可以在不同的時間段提供調峰，在另外的時間段提供調頻。這樣來提升這個儲能電站收益，實現利益的最大化。”
他還提出，儲能參與調頻，頻繁的充放電會使得電池儲能面臨加速老化的風險。因此在儲能參與電力市場投標的過程當中，要考慮電池的壽命損耗。其次，另外現在新型儲能度電成本依舊過高，急需技術的迭代和產業的升級，以技術的升級來獲得更大的利益空間，已經勢在必行。