为实现碳达峰、碳中和的目标，更大规模发展风电、光伏等新能源发电，已为全社会所认知。尽管“一毛钱一度电”的口号已经叫出，但新能源的发展绝非坦途。在新能源发电比例较低，借助电网现有调节能力，单纯考虑新能源电站自身成本的平价正在成为现实，但随着并网容量的快速增加以及常规电源增速骤缓，电网调峰裕度不断下降，新能源进一步发展已成为需要源网荷储联动的系统性问题，新能源发电成本也应考虑电网调节等全口径成本。

当前，在新能源调峰方面，电化学储能广受重视，“新能源+储能”似乎成为新能源发展的终极武器，言必称储能的环境下，也引发了独立储能电站和风光储系统的开发热潮。本篇谨从电化学储能的成本、调节价值、商业模式及其投资风险出发，探讨电化学储能发展问题。

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电化学储能的发展现状


由于优良的调节性能、布置灵活等特性，随着技术快速发展和成本不断下降，电化学储能被赋予未来电网调峰的重任。特别是2018年电网侧储能发展热潮，推动电化学储能容量翻倍以上增长，储能发展春天似乎到来。但随着储能成本不进入输配电价，由电网侧驱动的储能狂欢迅速退潮，然而彼时储能发展的共识已经形成，以致在2019年的调整期，电化学储能整体增量（绝对值）仅略逊于2018年，同时向电源侧、用户侧等更加市场化的方向发展，调频服务、新能源联合运行、用户侧峰谷套利等多种运行模式更加普遍。

2020年，新能源的发展迎来多项重大利好，特别是碳中和目标的提出，光伏、风电的发展成为实现碳中和的最重要手段，推动电化学储能成为与新能源发电并行的另一条重要赛道，各大央企、上市公司都将储能作为最重要的业务增长点。关于鼓励储能发展的政策不断升温，各省也出台政策配合，安徽、湖北、山西、内蒙、湖南等省能源主管部门或电力公司都要求新能源电站配置一定比例的储能，一切都表明电化学储能爆发期将至。

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储能的商业模式困境

然而在普遍重视的大环境下，储能大规模发展的商业逻辑仍然不清晰，很多独立储能项目生存艰难，而风光储等示范项目也是因为捆绑新能源一起才勉强有收益。

（一）新能源+储能

电网侧储能的商业逻辑在于通过输配电价疏导至用户侧，但2019年出台的《输配电定价成本监审办法》， 2020年出台的《省级电网输配电价定价办法》，均明确规定电化学储能不得计入输配电定价成本之后，该模式戛然而止。

随后储能的发展思路又倾向于配额的方式，多个省的能源主管部门或电力公司要求光伏等新能源企业（此处指投资并持有风电、光伏项目的企业）配置一定比例的储能。粗略计算，如果光伏电站按照20%功率/2小时的方式配置储能，考虑折旧、维护与资金成本，光伏度电成本将增加0.09-0.1元钱，在新能源实现平价的初级阶段，无疑对相关企业是一个沉重的打击。

简单通过并网要求的方式将储能发展成本转移到新能源企业身上存在一定争议。按照“谁收益，谁付费”的原则，由新能源企业承担储能发展的成本似乎有其道理，但一方面新能源发展的低碳效益由全社会共享，在碳市场不健全的情况下，就要求新能源企业自行承担调峰成本，似乎不符合鼓励绿色能源的发展方向；另一方面，强制配置的储能容量比例和装机时长缺乏足够依据，如果一定要新能源企业承担调峰成本，企业自身有选择其他替代路径的权利，最简单的便是部分时段选择弃电。实际上，将储能装机配额作为新能源发电项目并网条件，也难以保证储能的建设质量，后续监督运行更难做到，最终难以实现调峰的效果。

（二）独立调频电站

调频服务是电化学储能应用比较成功的领域。各区域调频辅助服务普遍按照原电力监管委员会的“两个细则”进行补偿，随着电力市场化的进展，部分省份开始采用市场化方式进行调频辅助服务的报价与费用分摊。目前，山东、山西、福建、广东等省份的调频市场已进入运行或试运行阶段。

在火电厂加装一定容量的电化学储能设备，能大幅提升综合调节性能指标Kp（Kp是衡量调节速率、调节时间和调节精度的综合指标），使机组分配到更多的调频任务。以山西为例，为鼓励电厂参与调频服务，2018年之前山西省调频价格为固定值：15元/MW，即调频补偿=调频任务功率*Kp*15元，根据实际情况，加装储能后火电机组Kp平均值由2.8左右提升至4.6。同时，参与调频服务，只需要在功率上进行快速但较为短期的响应，一般配置时长只需要0.5小时，降低了电化学储能投资，早期进入调频领域的储能电站2年左右即可收回成本。

电化学储能参与调频，当前具有较好经济性，但未来收益存在较大的不确定性。当前我国辅助服务市场基于“两个细则”要求，辅助服务补偿资金主要来自于发电企业分摊，发电企业之间是零和关系，而根据以往经验每年辅助服务市场规模在150亿元上下，而AGC调频份额接近30%，也即45亿元左右。随着调频市场关注度增加，更多主体加入，市场将快速饱和，补偿标准将急速降低。正是基于此，2017年10月山西省能监办发布《山西电力调频辅助服务市场运营细则》，2018年山西调频市场改用竞价调频规则，2018年调频服务的申报价格为12-20元/MW，到年底，报价范围调整为5-10元/MW，调频服务的收益将大为降低。而广东省于2020年也发布新的政策，2021年调频里程补贴标准降幅超过40%，2022年降幅超过50%。

储能调频的市场容量有限。随着新能源比例的增加，普遍认为随着调频压力增大，调频服务的空间也会增加。电网频率的偏差是发电与负荷不平衡量造成的结果，调频和调峰服务本质上都是弥补有功的偏差，其调节方向是一致的。相关份额实际上是通过计算方法进行切分，其两者可以并轨，故东北、南方电网的调频市场份额极小。在我国控制电价上涨的大环境下，调频服务不太可能疏导到用户侧，如果不能突破“两个细则”框架下确定的发电企业之间的“零和游戏”，其空间仍只是在现有电价中切割份额，在整个全社会电费成本中占比不会明显上升。另外，新能源发电对电网的扰动计入到调峰范畴更加合理，也便于将调峰服务与现货市场进行并轨。所以未来调频市场的空间可能不会太乐观。

考虑上述因素，储能调频电站的新入局者将面临较大的风险，在市场呈现饱和的情况下，新进入且已回收成本的电站会倾向于报低价，极易产生价格踩踏，致使新电站投资难以回收。

（三）峰谷价差套利

调峰服务是储能最广泛的应用领域，但由于当前仅在用户侧通过划分峰谷电价的方式对调峰服务价值进行认可，除部分出台调峰价格的省份参与调峰服务能获得收益外，更为普遍的便是用户侧峰谷、峰平价差套利。

以用户侧峰谷套利为例，如果采用磷酸铁锂电池，按照当前的投资成本和技术条件，采用每天两充两放运行模式，8年运行期，峰谷价差+峰平价差达到1.3-1.4元的情况下，仅可获得较低的收益。随着一般工商业电价的不断下降，当前全国仅北京等极少数发达地区的一般工商业用户，可开展储能峰谷套利业务，该业务的扩张依赖于电化学储能成本的下降和性能提升。

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电化学储能的投资风险

储能的发展难题，仍需解决其服务价值是否大于成本的问题，而其商业模式困境归根到底就是要建立储能成本的市场疏导机制，由市场发现储能服务的价格，以此作为储能准入的基础条件。但是，即便在健全的市场条件下，储能电站投资者仍不得不充分考虑下述风险：

（一）运行策略更复杂

当前在评估调频电站和调峰电站收益时，调频补偿标准和峰谷价差标准参照政策给定标准设定，即获得的价格水平是一个固定值，在市场机制没有普遍建立，电站作为价格接受者是合理的，电站的运行策略也较为简单，以峰谷套利为例仅根据峰谷时段进行充放电即可，其容量配置和收益测算都较简单。

但在健全的市场条件下，调峰、调频价格由供需平衡决定，也就是电网功率的不平衡量决定了价格水平，价格处于不断变化过程中。对于单一电站而言，全网的电源、负荷变动，以及潜藏的其他调节资源信息难以掌握，同时与正常的商品市场不一样的是，电网的不平衡量、价格水平几乎是瞬间传递，每一个储能主体实时在跟整个电网的平衡情况做博弈，其投资决策、报价策略和充放电策略将更加复杂。

（二）峰谷时段和价差变动较大


随着光伏渗透率大幅增加，考虑光伏发电之后的鸭型曲线，未来电价可能呈现出白天低、夜晚高的情况，而风电发电一般白天较小，晚上较大，对鸭型曲线有所缓和。储能电站获利策略为：新能源大发消纳困难时段，储存低价电，在新能源小发常规电源不足以支撑电网负荷的时段释放，获得较高电价。当前的峰谷、峰平两充两放借助的是用户侧峰谷电价的边际，但未来的负荷曲线和电价曲线完全改变，电价上可能是一个大的峰谷加很多个小波段组成。加上虚拟电厂、电动汽车V2G等可替代调峰资源的影响，以及季节性因素，现货市场电价曲线也将呈现随机性、间歇性特点，调峰价差套利空间难以预知，储能最佳利用时长也存在不确定性。

2019年，山西、山东、广东等8个现货试点省份进入试运行阶段，仅部分主体、部分电量和个别日期运行，日前价格和实时价格呈现较大的随机波动性，但现货市场作为价格发现手段的功能初见雏形，现货市场条件下的峰谷价差也见端倪，可作为未来调峰服务价格水平的参考。根据各省情况，其价格峰值（不含输配电价）一般在0.5元上下，最低值为0或接近0，体现了我国供大于求的电力供应现状，每日价格差异较大且峰谷出现时段迥异。整体来看，峰谷价差在0.3-0.5元/kWh（如山西峰谷价差在0.3元/kWh左右，山东峰谷价差低于0.45元/kWh），大幅低于当前用户侧价格体系，一天内一般仅出现一个大的峰谷，在最高价格和最低价格时段停留时间很短。

预计到“十五五”末，电力系统中常规电源装机、新能源装机、年最大负荷三者之间将较为接近，而常规电源装机仍略大于后两者，考虑光伏、风电的时段特性，一年中大部分时间电力供过于求的情况仍存在，现货市场价格曲线可能仍保持上述特性。在低于0.5元/kWh的峰谷差以及一充一放条件下，电化学储能全口径单位造价至少低于800-900元/kWh时左右，才有经济效益。但即便如此，由于电价峰谷时段较短以及出现信号不明显，导致储能容量利用不足，收益将大打折扣。

（三）可替代产品带来的风险

电力系统中，存在大量的具有尖峰特性、可调节的灵活性资源。比如，我国夏季高峰时段空调负荷最高超过3亿千瓦，仅聚合1/3即可获得1亿千瓦的调节能力。未来电动汽车容量越来越大，通过有序充电和V2G等手段，也可为电网提供亿千瓦级的调峰容量。在现货市场条件下，通过电价能有效发掘灵活性资源，同时也更有效促进常规电源参与调峰，推动火电进行灵活性改造。两项叠加产生的调峰增量当前尚难以评估，但对于现货市场电价差有较大的抑制作用。

考虑电网负荷具有很强的尖峰特性（全年负荷超过最大负荷90%的时段仅占3%，集中在少数炎热或严寒日），而新能源发电出力也具有明显的尖峰特性，对于叠加了负荷尖峰特性和新能源发电尖峰特性的调峰需求，其尖峰特性将更加明显。相较一次投入较大的电化学调峰电站，利用同样具有尖峰特性的灵活性负荷反向调节来对冲，是边际成本最优的调峰方式，所以在储能调峰存在较多可替代产品的情况下，其竞争力需要基于多方面因素仔细考量。 

原标题：电化学储能的商业模式之困与投资风险分析