關于儲能商業模式的分析

儲能科技的蓬勃發展，是中國實現新能源產品大規模使用與發展目標的基礎。但是，由于新能源系統，如風電、光伏等都存在著間歇性和波動性，因此發電量受氣候、季節等各種因素的影響都很大，無法適應新電力系統的穩定性和可靠性需要。另外，新能源的接入也將對電力系統的操作和調整產生重要的影響，比如供電的時間、電流等數據將改變，必須進行調節和平衡。儲能技術能夠把電轉換為其他形態的能量儲存起來，當需要時再轉換為能源輸出。儲能能夠平抑新能源的波動，增強電力系統的穩定性和可信度；另外，還能夠從負荷上加以控制，均衡電力系統的供給，從而減少了電力系統的超載與癱瘓。儲能是我國能源轉型與可持續發展的關鍵因素，也是實現能源安全、環保與經濟社會發展的必然手段。

一、儲能系統的開發政策以及狀況

（一）儲能系統的開發狀況

儲能為電網提供了電力和燃料，在負載上的有效運用增強了對負載的靈活控制意識。儲能技術不但有助于電網調峰調頻，還能夠優化電源品質與安全性，同時，儲能技術還能夠增強能源互聯網的社會應對能力。目前，商業模式成為儲能領域關鍵的開發要素之一，儲能產業如何進行大規模開發，決定了相關產業的發展未來。由于儲能體系建設成本高昂，生命周期內盈利空間小，在一定程度上限制了儲能體系的商業化發展，形成了目前亟待解決的問題。

（二）儲能政策

1.國外在儲能發展方面并沒有單純為儲能制定價格，而是采用較成熟的發電市場。

（1）電力價格體系問題。美國2007年開始頒布多項法律確立儲能和容量、能源行業和輔助業務的市場準入條件；英國儲能公司可以通過全方位業務，包括套利、均衡服務（均衡可再生能源不平衡）、調頻服務等方式獲得收益。

（2）財政補貼方面。德國在2013—2015年，為分布式光伏儲能公司提供投資額30%的補償；日本對國家和企業用鋰離子電池儲能工程項目實施投資334億日元補助計劃，補貼新裝儲能。

（3）稅費優惠政策方面。美國在2009—2011年出臺了一批《可再生與綠色能源存儲技術方案》，為電網規模儲能投入帶來了15億元的稅費優惠政策；澳大利亞為家庭光伏客戶提出50%的可支付稅費抵免，商業電池儲能將獲得資產3年內加速折舊的優惠政策。

2.我國政府為了促進儲能發展，在儲能計劃、技術標準等多方面配套了相應政策措施，這里重點對價格方面特別是近期制定的有關政策措施加以說明。

（1）國家層面。政府在抽水蓄能和新型儲能領域，制定了富有突破性的兩項價格措施。抽水蓄能方面：2021年4月，國家發展改革委出臺了《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》（發改價格〔2021〕633號），該文件在匯總了全國抽水蓄能電價革新成功經驗的基礎上，對抽水蓄能電價形成激勵機制作出了科學調整和優化設計，明確提出了形成以“電量電價+容量電價”的二部制電價系統，電量電價以競爭方式形成，容量電價以政府定價方法核算，解決了當前抽水蓄能發電廠成本疏導問題。新興儲能方面：2021年7月，國務院發展改革委和國家能源局發布了《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》（發改能源規〔2021〕1051號），明確提出要確定新興儲能的市場影響力、完善新興儲能產品價格制度和“新能源+儲能”激勵機制，要根據使用場合分供電側和使用側，科學合理地界定新型存儲類別，并進行分級施策，為今后的存儲效益疏導政策在宏觀層次上予以方向性引導。

（2）省級層面。從區域層面，各級人民政府在電力市場構建、“新能源+儲能”配置等方面制定相應優惠政策，積極促進儲能發展。在供電服務領域，據統計，我國共有17個省份地區明確指出儲能可參與供電輔助業務領域。青海、甘肅、湖南等地區明確了動力電池儲能并參加深度調峰業務，而浙江、廣東、福建等地區電池儲能也參加調頻業務。在“新能源+儲能”領域，現已涵蓋了內蒙古、山西、青海、湖南等在內的19個省份，國家實行了清潔能源配備儲能，配置比例最高超過了30%，而一般設置比例平均為10%。

二、儲能行業的挑戰和投資機會

儲能行業的安全問題主要有儲能設備的設計、生產、運輸、設置安全以及儲能電站的總體安全問題等。安全問題一直是儲能行業長期以來的主要問題。儲能裝置所采用的動力電池等材質存在一定的風險，一旦設置錯誤或使用錯誤，可能會造成火災、爆炸等安全事故。另外，儲能設備的運送、放置等也必須有嚴密的措施和作業標準，以保證工作人員和機械設備的安全。儲能電站的總體安全涉及電力安全、火災安全、化學安全和設備安全等。儲能系統中各環節或單一維度的安全性并不等同于系統安全，所以，各個環節的安全都是生產的優先級地位。儲能產業的生產成本，主要有初始投資成本和全壽命周期成本。成本問題也是影響儲能產業商業化、規模化發展趨勢的重要原因。如儲能電芯價格的連續高位運行，以及疊加儲能電站利潤制度的不完善等原因，將直接影響儲能行業的發展前景與實力。儲能行業的盈利問題主要是儲能設備的利潤與經營成本之間的均衡。儲能設備的利潤大多源自發電領域的調峰和儲能業務，不過上述業務的利潤并不固定，受市場需求和政府扶持等各種因素的干擾。另外，儲能設備的運行投入也比較大，涉及保養、養護和維修等領域的價格。怎樣平衡儲能設備的利潤與運行成本，是儲能行業面對的一項重大挑戰。儲能行業的有效運行問題主要有儲能設備的運行管理和運作效率等。儲能設備的運行管理工作必須形成健全的監控和管理系統，及時發現并解決問題，保證儲能設備的安全與平穩運轉。另外，儲能設備的運行質量還需要進一步改善，如提高儲能設備的充放電質量、提高動力電池壽命等。在創新、政府扶持和市場競爭等多方的積極作用下，儲能行業的融資價值不容忽視，挑戰和機會并存。從市場要素視角分析，儲能行業的融資機會主要來源于政府扶持、用電市場需求、新能源車市場需求以及能源轉變需要等方面。從儲能產業鏈視角分析，儲能行業的融資機會主要源于儲能裝置生產、存儲系統集成、存儲業務與存儲運營各環節。同時，投資人還能夠采取收購、聯合等方法，開拓儲能產業鏈的下游，進行產業鏈的融合與優化。從儲能科技視角分析，儲能行業的投資機會主要來自動力電池科技的發展、超級電容科技的運用、壓縮空氣儲能科技的運用、液流電池科技的運用等方面。投資人可選用具備核心技術和競爭優勢的儲能技術公司進行融資，還能夠通過創新和開發，增強儲能技術的性能和有效性，達到科技領先和市場競爭優勢。從落地場景視角分析，儲能行業的融資機會主要源于電力系統、汽車、微電網以及工業等領域。

三、“雙碳”條件下儲能體系商業模式和收益

在動力系統中，儲能體系主要是通過調峰、調頻、備用等功能，以達到調整動力系統運行功率的調峰，從而達到為系統創造穩定電力的目的。在當前電力市場開發進程中，儲能技術主要利用如下多種商業模式獲得效益。

（一）峰谷套利

峰谷套利是指通過運用峰谷電價差異，把可再生能源開發的余額能量出售給國家電網，以獲取利益利潤。為提高用戶側儲能系統的經濟性與安全性，儲能系統的充放電能力通常都不會超過用戶側供電負荷的最高峰值能力。用戶側儲能系統當峰谷電價差很大時，就能夠運用自身的供電負荷實現盈利，同時也減少了供電成本。若將儲能系統作為用戶側儲能，則用戶側儲能系統就能夠利用峰谷電價差獲取收益。從歐美等發達國家的峰谷電價差分析，其峰谷差較小，峰谷電價差通常在2%以下；而中國的峰谷差在20%以下，由于中國光伏和風電裝機容積的迅速擴大，進而造成了供電負荷的快速增長。

（二）發電現貨交換

發電現貨交換是供電市場的核心，進一步挖掘發電產品的價值，幫助市場采取市場化方法優化資源配置、確保供電安全、減少供電成本。儲能平臺可以進入現貨市場，并按照發電側或客戶側的要求進行充放電，并通過實時電價結算電費。儲能系統參與電力現貨市場主要有兩個方法：一是儲能系統通過輔助服務市場獲取利潤，如四川、浙江杭州等地；二是儲能平臺在電力現貨領域內利用現場電價與現場買賣獲取利潤。從我國目前的發電發展現狀來看，發電現貨交易仍處在起步時期，發電側與用戶側的投入水平很低，短期內難以實現大面積投入。儲能系統作為輔助業務的主要部分，應該參與電力現貨市場交易。

（三）輔助業務市場

在輔助業務市場方面，儲能系統能夠參與調峰調頻業務和輔助業務市場，從而獲得一定利潤。供電輔助業務主要包括調頻、調峰、備用、黑啟動等，為供電系統提供了平穩的電能供應。儲能系統作為參與輔助業務的主要力量之一，也是其主要的利潤來源。

（四）微電網接入

微電網，是由分布式供電、儲能系統、負載和控制系統等所構成的小型發電和配電網絡，能夠進行就地消納。微電網的特點是：系統能獨立管理，發電和電力能獨立管理；分布式電源應用了與大電網并網操作的技術。微電網接入儲能體系后，能夠完成儲能體系的充放電、電力品質調控和能源優化調整等功能，增強了電網對分布式再生能源的接受能力，是目前國內外儲能體系應用的重點模式之一。微電網在接入儲能體系之后，將其利潤分為峰谷套利、輔助業務利潤以及用戶側投資收益。

（五）抽水蓄能連接

抽水蓄能電站主要是為服務國家電網建設而建造，電改前和電改后均由國家電網企業承擔抽水蓄能電站建設。由于抽水蓄電站的建設規模巨大，供電公司主動興建抽水蓄電站困難大。如果通過適當的電價制度增加抽水蓄能電站的功能作用，能合理提高項目的收益，參加抽水儲能項目的公司會更多。我國的抽水蓄能電站的項目投資大致有兩個：一是電網公司單獨的項目投資；二是由電網公司控制實施建設。

四、儲能行業的商業運作模式

儲能產業的發展受到市場經濟和政策法規兩個方面的驅動，相應的主體分別為儲能投資者和政策法規出臺方。措施出臺方重點關注能源發展與新型電力系統的建立，積極促進儲能領域的發展，而儲能投資者則關注儲能的經濟收益。目前，我國大功率儲能的主要使用場合，一般分為風光配儲、調頻設備和輔助業務、獨立的儲能設備和工業儲能設備等。對新能源項目投資者來說，風光配儲能收益大部分來源于增加消納率，相當于增加使用時間數，提高發電并網收入。調頻儲能的收益，主要來源于容量補償和里程補償。前者按照儲能調頻容量定額補償，而后者根據儲能實際調用里程，以市場化競價的方法補償。財政決定容量補償，市場格局決定里程補償。調頻儲能的收益模式總體上受到外界影響很大，但目前來看，政策變化以及新入者的擾動，都會很大程度影響調頻儲能的收益。在政府嚴格規定儲能的地方，從商業模式來看，要想盈利就必須增加儲能使用率，較好的方式是在電源側實現獨立配儲并實現資源共享，不但可以增加經營價值并降低不必要的耗費，還可以增加安全性，防止意外事故的發生。共享儲能由第三方投資人建立大型單獨儲能工程項目，新能源項目投資者可以利用租用單獨儲能的部分容量來適應政府強配需求，每年交納相應的租用費。這個模型既可以減輕新能源項目投資者的初始融資壓力，又可以增加公共儲能投資者的投資回報率。租賃共享儲能的新模式，已經形成了新能源項目適應政府強制需求的新發展趨勢。工商業儲能的主要收益方式，是峰谷價差套利和增加光伏自用配比。前者基于谷時用電較低時儲能充電，峰時用電較高時儲能放電，峰谷價差越大，則利潤越高；后者可采用配置儲能裝置把原來使用并網的電力儲存自用，減少電費開支。如果工業單位采用分布式光伏電站，這個方法能夠提高光伏發電自用比例，提高效益。

結語：

國外由于儲能開發較多和發電領域相對完善，在多樣化的發電形式和政府補貼推動下，存在相當的經濟效益。當前由于儲能特別是新興儲能行業的日益發展，我國在稅收政策方面給予了相應的扶持，但商業模式的創新，受目前儲能科技不完善、發電領域商業體系不健全等多種原因制約，沒能完全吸引市場資金的投入。未來儲能的發展離不開價格政策的扶持和商業模式的革新。