電力現貨市場(chǎng)下儲能收益分析

儲能發(fā)展的核心是有相應市場(chǎng)機制使其可以計入價(jià)格。過(guò)去十年，因為沒(méi)有市場(chǎng)機制，儲能無(wú)法計入價(jià)格，所以一直藏于表后，依附于火電廠(chǎng)、新能源電廠(chǎng)和用戶(hù)側。2015年開(kāi)始電改，2019年啟動(dòng)8個(gè)省電力現貨市場(chǎng)試點(diǎn)運行，目前7個(gè)省份開(kāi)始不間斷地運行，為儲能獨立出來(lái)創(chuàng )造市場(chǎng)環(huán)境。電力現貨市場(chǎng)15分鐘一個(gè)出清時(shí)段，全天候變化，價(jià)格反應市場(chǎng)供需關(guān)系。

目前，新模式運營(yíng)效果較好，出于國際先進(jìn)水平，山東的100MWh獨立儲能電站其規模是歐洲美國都少有的，而市場(chǎng)套利的功能在國外也并不普遍。電價(jià)套利是指在電價(jià)低時(shí)買(mǎi)電充電，電價(jià)高時(shí)賣(mài)電放電，收入取決于峰谷價(jià)差、電量、價(jià)差持續時(shí)間。而價(jià)格變化又由供需決定，需求端是負荷量，供給端是風(fēng)光電、火電(變動(dòng)成本由煤價(jià)決定)。如山東光伏裝機量大，中午電價(jià)較低，傍晚待太陽(yáng)落山負荷又上漲，電價(jià)發(fā)生上漲。除此之外，大基地應用，即新能源配儲也為儲能提供了新的收入來(lái)源?；谛履茉聪{的需求，預計獨立儲能電站在未來(lái)5-6年內是新型儲能主力軍，但同時(shí)也面臨來(lái)自抽水蓄能、虛擬電廠(chǎng)的競爭。(國際能源局規劃2030年1.1-1.2億的抽蓄建設)

Q：獨立儲能收入拆分和成本分攤?

A：收入方面，第一部分價(jià)差套利取決于供需、時(shí)間、空間影響。比如山東，冬季1-3月歷史價(jià)差平均600-800以上，但夏天午間負荷升高導致價(jià)格稍高，價(jià)差減小，再比如浙江沒(méi)什么新能源，價(jià)差很低， 全年平均200?？梢愿鶕v史數據測算，預測未來(lái)電力現貨市場(chǎng)價(jià)格。假設全年平均價(jià)差500，儲能投資1600/kWh(不算EPC)，一天一充一放，全年一個(gè)月檢修，靜態(tài)投資11年回收(價(jià)差800，7年回本)。同時(shí)，國家能源局今年發(fā)布文件，儲能充放走不用交負荷及附加電費(一毛一度)，但損耗要交，最終由用戶(hù)承擔。第二部分服務(wù)調頻收入，目前國內還沒(méi)有備用市場(chǎng)，儲能拿不到黑啟動(dòng)的補償，同時(shí)儲能電站只能在電量套利和調頻2選1，目前只有山東儲能能夠參與調頻，調頻補償=火電調頻 *10%，其收入太低導致許多獨立儲能不參與，但從市場(chǎng)化角度，儲能是好的調頻電源，其成本低于火電?？紤]到套利只占4小時(shí)，儲能有20小時(shí)是閑置狀態(tài)，政策支持儲能調頻能給予儲能電站多一份收入，經(jīng)濟性會(huì )有180度轉變。過(guò)去十年，調頻收入由所有發(fā)電機組分攤，今年國家能源局發(fā)布的輔助服 務(wù)管理辦法明確服務(wù)費用要疏導到市場(chǎng)化用戶(hù)，目前還沒(méi)有完全疏導，但趨勢已確定。第三部分容量收入，山東比較先進(jìn)，政府設計容量成本回收機制，規定用戶(hù)每1度交9分9支付給火電企業(yè)，儲能因無(wú)法持續發(fā)電，容量補貼是火電的1/12，后來(lái)政府為鼓勵發(fā)展儲能又在原基礎上x(chóng)2，10MWh的儲能電站一年約能有600萬(wàn)容量補償。第三部分新能源強配的容量租賃費的不確定，取決于具體客戶(hù)。第四部分流量租賃費大概是200-300元/kW/年，具體看能租出去多少。

Q：峰谷價(jià)差收益，規模，能支撐儲能體量?

A：19年6月規劃8個(gè)省、21年6個(gè)省+3個(gè)區開(kāi)通電力現貨市場(chǎng)，其他省份也在積極推動(dòng)電力現貨市場(chǎng)建設，新疆湖南寧夏給國家發(fā)改委提交了電力現貨方案。建設電力現貨市場(chǎng)已是全國共識，除海南西藏特殊地區電量少機組小，絕大省份都會(huì )搞現貨。目錄電價(jià)取消后，煤機、新能源、用電，70-80%工業(yè)商業(yè)都會(huì )現貨市場(chǎng)，除了農業(yè)、居民和保護性產(chǎn)業(yè)依舊實(shí)行固定電價(jià)。儲能盈利點(diǎn)主要還是價(jià)差，和絕對降價(jià)沒(méi)關(guān)系。

Q：擴容時(shí)間節點(diǎn)的判斷?

A：19年的八個(gè)省份除了浙江都在運行了，目標今年年底全部運行。第二批，今年底進(jìn)入結算試運行。除此之外還會(huì )有5-10個(gè)省今年年底前進(jìn)行模擬或者結算試運行，但還不會(huì )連續運行。明年底之前，全國至少有20個(gè)省份能夠連續跑起來(lái)。目前各方面條件都已經(jīng)相對成熟。

Q：山東現貨市場(chǎng)的儲能電站的IRR、收入拆分、比例細分?

A：電量套利60-70%，2500萬(wàn)左右，套利不固定;容量收入600萬(wàn)，容量租賃不確定，600-800萬(wàn)保守。IRR沒(méi)公開(kāi)。新能源強配儲是基于增量市場(chǎng)，需求大概在增量*20%，具體看供需，粗算2-3毛。

Q：容量租賃的要求

A：純金融合約，但必須省內消納。

Q：獨立儲能參與主體是哪些對象?

A：目前都是發(fā)電央企，五大的華能，華電，三峽，國電投。理論上任何主體能滿(mǎn)足技術(shù)要求都可以進(jìn) 入。

Q：不同主體的優(yōu)勢?

A：能否精準預測峰谷電價(jià)，低買(mǎi)高賣(mài)。

Q：非現貨比例?

發(fā)電側：發(fā)電側煤電先進(jìn)去，氣電也已進(jìn)入，新能源按照關(guān)聯(lián)方案里的文件后面會(huì )加快速度進(jìn)入，不再是保護性的，核電大水電也要求進(jìn)入現貨市場(chǎng)，用電側除了居民農業(yè)，絕大工商業(yè)進(jìn)入現貨。

Q：電網(wǎng)調度的機制?

A：計劃體制下，固定上網(wǎng)調度決定發(fā)電機組發(fā)電量?，F貨市場(chǎng)下，調度機構根據發(fā)電機組日前給到的報價(jià)調度，一般價(jià)低優(yōu)先。電力交易市場(chǎng)分現貨和中長(cháng)期交易，中長(cháng)期交易是用戶(hù)和發(fā)電買(mǎi)賣(mài)雙方協(xié)定價(jià)格，形成金融性質(zhì)的合約，然后根據現貨市場(chǎng)交易的價(jià)差結算。

Q：電網(wǎng)對電化學(xué)儲能的態(tài)度?

A：需要電化學(xué)儲能進(jìn)行新能源消納。目前棄電率5%，由火電消納，超5%電網(wǎng)會(huì )考核，需要更多靈活性資源幫助消納。鋰電儲能較抽水蓄能建設速度快，100MW半年建成。儲能不會(huì )有補貼政策。需通過(guò)政府市場(chǎng)設計幫助儲能找到合適的應用場(chǎng)景。

Q：2025年需要多少靈活性資源消納資源，電化學(xué)和抽水蓄能占比各多少?

A：靈活性資源看各省情況。最大競爭來(lái)自抽水蓄能，官方文件2030年投運1.1-1.2kw千瓦抽蓄，但抽蓄規劃建設至少5年，6-8年都有可能。核心還是在于市場(chǎng)機制以及電源結構、供需關(guān)系造成的價(jià)差空間。

Q：火電上下調節的范圍?

A：40-50%。