新型储能商业模式分析.docx

《新型储能商业模式分析.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《新型储能商业模式分析.docx（15页珍藏版）》请在课桌文档上搜索。

1、新型储能商业模式分析一、新型储能概述（）内涵储能是指能量的存储，即通过一种介质和设备，把当前剩余的能量以其本身的形式，或者换成另一种能量形式存储起来，根据未来使用的需求，以特定能量形式辟放出来的过程。广义上来看，储能包括储电、储热、储气/氢以及化石燃料。电力储能是应用最广泛的储能技术之一，抽水蓄能和新型储能是支撑新型电力系统的重要技术和基础装备O新型储能是指除抽水蓄能以外，以输出电力为主要形式的储能技术，是构建以新能源为主体新型电力系统的重要支撑技术。新型储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑，也是催生国内能源新业态、抢占国际战略新高地的重要领域。本文主要

2、讨论新型储能（储电）的商业模式。（二）政策2021年7月，国家能源局和发改委出台关于加快推动新型储能发展的指导意见（发改能源规（2021）1051号），首次明确指出我国新型储能发展目标，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变.标准体系基本完善，产业体系日趋完备，市场环境和商业模式基本成熟，装机规模达3000万瓦以上到2030年，实现新型储能全面市场化发展.标准体系、市场机制、商业模式成熟健全，与电力系统各环节深度融合发展，装机规模基本满足新型电力系统相应需求。”表新型储能相关政策政策相关内容国家发展改革委国家能源局关于加快推动新型储能发展的指导意见（发改能源规（2021）105

3、1号）强化规划引导，鼓励储能多元发展：统筹开展储能专项规划。大力推进电源侧储能项目建设.积极推动电网侧储能合理化布局。积极支持用户侧储能多元化发展完善政策机制，营造健康市场环境：明确新型储能独立市场主体地位。健全新型储能价格机制。健全”新能源/储能”项目激励机制。国家发展改革委国家能源局（“十四五”新型储能发展实施方案3（发改能源（2022）209号）到2025年，新皇储能由商业化初期步入规模化发展阶段,具备大规模商业化应用条件.到2030年，新型储能全面市场化发展。推动规模化发展，支掾构建新型电力系统：加大力度发展电源侧新型储能.因地制宜发展电网侧新型储能，灵活多样发展用户侧新型储能。开展新

4、型储能多元化应用。关于印发关于加强储能标准化工作的实施方案的通知（国能综通科技（2020）3号）到2021年，形成政府引导、多方参与的储能标准化工作机制，推进建立较为系统的储能标准体系，加强储能关键技术标准制修订和储能标准国际化.建立储能标准化协调工作机制。建设储能标准体系。推动储能标准化示范.推进储能标准国际化.国家能源局关促进新型储能并网和调度运用的通知（国能发科技规（2024）26号）以市场化方式促进新型储能调用.各地充分考虑新型偌能特点，加快推进完善新型储能参与电能量市场和辅助服务市场有关细则，丰富交易品种，考虑配套政策、电力供需情况通过灵活有效的市场化手段，促进新型储能“一体多用、分

5、时更用”，进一步丰富新型储能的市场化商业模式。国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知新型储罐可作为独立储能参与电力市场。鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场。加快推动独立储能参与电力市场配合电网调峰“充分发挥独立储能技术优势提供辅助服务。优化储能调度运行机制。进一步支持用户侧储（发改办运行（2022）475号）能发展,建立电网侧储储价格机制.国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知（发改办体改（2023）813号）进步明确现货市场建设要求：推动现货市场转正式运行“有序扩大现货市场建设范围,加快区域电力市场

6、建设。持续优化省问交易机制。进步扩大经营主体范围：加快放开各类电源参与电力现货市场。不断扩大用户侧主体参与市场范围。鼓励新型主体参与电力市场.、新型储能商业模式从整个电力系统的角度，新型电力储能应用大体可以分为发电侧储能、电网侧储能和用户侧储能三大场景。关于加快推动新型储能发展的指导意见（发改能源规（2021）1051号）提出，大力推进电源侧储能项目建设、积极推动电网侧储能合理化布局、积极支持用户侧储能多元化发展。表各场景下新型储能商业模式及经济性比较典商业模式经济性应用型场景国国内国外国内国外主要挑战源新源备电侧能储中美配储的新能源电站优先并网：减少弃电和考核费用。共址项目可获得税收抵免优惠

7、：配储可获得PPA溢价或市场化收益。储能作为成本考虑，利用率底,质量难以保证弃电和考核收益十分有限。市场化方式推动新能源配储；经济性相对更好。新能源未参与现货市场：缺乏激励新能源项目自动配储的市场规则（比如提升容量和能量时移价值）。网新源备电侧能储中美英澳能量套利收益：容量租赁收益：单一的辅助服芳收益。能量套利收益：容量收（容量市场或RA合同）；多项辅助服务收益。能量套利依赖现货市场价差，目前收益低：容量租赁难以市场化和签订长期合同；可参与的辅助服务品种单一.电能量收益占比越来越高：容量收益稔定性高（10年以上固定合同）储能提供了更多的辅助服务.现货价差小，价格上限低：参与调频备用等辅助服务受

8、限：缺乏常态化、市场化的容量收益机制。用户侧储能中也工商业峰谷价差套利居民屋顶光伏配储提高能源自给率和自用率.峰存价差育的省份经济性好：依赖于分时电价政策。经济性取决于光伏上网电价和零售电价之差。传电侧电价市场化影响商业模式和经济性。发各场景下新型储能商业模式及经济性比较资料来源：中关村储能产业技术联盟、自然资源保护协会储能高质量发展：市场机制与商业模式创新在电源恻，新型储能可以改善新能源出力与负荷在时间和空间上的不平衡性，减少弃风弃光，提高新能源消纳能力。在电网侧，新型储能可以减少对电网扩容的需求，降低电网建设成本，提高电网安全性与稳定性。在用户侧，新型储能可以带来峰谷价差套利，减少用电成本

9、。（）电源侧新型储能商业模式关于加快推动新型储能发展的指导意见（发改能源规（2021）1051号）提出，大力推进电源侧储能项目建设。结合系统实际需求，布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目，通过储能协同优化运行保障新能源高效消纳利用，为电力系统提供容量支撑及一定调峰能力”电源侧新型储能商业模式主要有新能源按比配储、火储联合调频等。1.新能源按比配储新能源按比配储即“新能源+储能的运营模式。关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知（发改办体改（2023）813号），提出“通过市场化方式形成分时价格信号，推动储能、虚拟电厂、负荷聚合商等新型主体在削峰填谷、优化电能质量等方面发挥积极作用,探索新

10、能源+储能等新方式”。新能源强制配储政策的初衷也提升新能源利用率，最大限度降低弃风弃光，在风光大规模发展的总体方向下，要求新能源承担系统F衡责任。新能源配储项目依托于新能源场站存在，主要用于为风光电站获得并网资格，以及减少弃风弃光、减少发电偏差考核等。按比例配储的新能源场站，一方面可以从电力辅助服务市场通过峰谷套利的方式获得可观的收益，降低地方电网峰谷差，实现新能源大范围、长距离的稳定消纳：另一方面可以通过绿电交易、绿证和碳交易市场，获得附加利益和竞争优势。表各省份新能源项目配储比例1.a为段风电项目光伏项目r7省份比例时长比例时长1江长江以南8%28%2长江以北10%210%22甘困中东部1

11、0210%2河西15%415%43河北冀北20220%2冀南15%215%24广西20%210%25广东10%110%16云南/Z10%27贵州/Z10%28河南10%210%29陕西/10%210福建/10%211安徽27%213%212内蒙古15%2(4)15%2(4)13青海15%215%214湖北20%220%215宁夏10%210%216西藏/20%417上海/20%418湖南15%25%219天津/210%220浙江10%210%221新疆20%220%222四川10%210%223吉林15%215%224山东/10%-30%.225江西10210%226海南10%227山西竞争性

12、项目,2.5%-20%28辽宁15%.(3h)优先2.火储联合调频火储联合调频是指火电厂通过加装储能提升火电厂的调节性能,以弥补火电机组爬坡速度慢的劣势，实现火电机组灵活性改造。随着电化学储能调频项目的数量增多，火电站配置电化学储能提供调频等辅助服务已成为当前经济性最高的储能应用模式之一。表火储联合调频项目国能（乐东）龙源火储病舍调频项目2023/12该项目在乐东电厂1.2号350MW机姐分别配11?任锂电,电（IOMW/10MWh）的储能调叁紧抗.全厂总客量其计20MW/20MWh.该系统含12套绪能电抵高压级联巢X箱、2台高压集装箱,以及1套电气二次预制强总占地面积3300平方米。广东“锂

13、电+燧级电容骞”火储联合调频项目2023/11通过创新性采用“16MW/8MWh酸铁锂电池”和国内容最大的“4MWX1.Omin矮纨电容器”缎合新型储能技术,育效提升燃煤机组灵活性调节能力，节能,低碳、环保多童效爱显善.阳西电厂火健调嫌项目2023/12项目位于广东省阳江市阳西县溪头镇青湾仔阳西海滨电力发展有限公司电厂厂区内.安装建议52.SMW55.9MWh城酸帙理储能辅助调频系统.接入电r#5、#6发电机组10千伏厂用电系统,同时对#5.#6祗组两台高广变进行扩容改造.项目名称运行时回具体内容火储联调投资通常采用EMC模式（即合同能源管理），储能电站投资者与火电厂业主方签署能源管理合同，承

14、诺根据火电机组规模投资建设储能电站，井通过一系列火储联调技术改造手段和管理措施,使储能电站与火电机组共同申报电网调频指令并获得调频服务结算的模式。调频服务收益由储能电站投资人于火电厂按比例分成，双方实现互惠互利，合作共嬴，确保火储联调业务的高效性与经济性。容中资本火电-储能联合调频投资模式火电厂加装储能的调频效果，主要由机组综合性能指标K值来体现，K值越高，说明AGC调频效果越好，补偿收益也相应越高。卜图为广东某实际电站安装储能前后的调频数据对比。图广东某实际电站安装储能前后的调频数据对比（二）电网侧新型储能商业模式关于加快推动新型储能发展的指导意见（发改能源规（2021）1051号）提出，积

15、极推动电网侧储能合理化布局。通过关犍节点布局电网便J储能，提升大规模高比例新能源及大容量直流接入后系统灵活调节能力和安全稳定水平十四五”新型储能发展实施方案（发改能源（2022）209号）提出，“鼓励在电网侧以，企业自建共建共享等方式建设运营新型储能电站。电网侧新型储能商业模式主要有独立储能共享机制、输配电价疏导等。1 .独立储能共享机制“独立”是储能电站的身份确认，独立储能以独立市场主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议。“共享”是储能电站的商业模式。共享储能是由第三方或厂商负责投建、运维，以电网为纽带，作为供租方将储能系统的功率和容量以商品形式租赁给目标用户，秉承谁受益、谁付费”的原则

16、向承租方收取租金。用户在服务时限内享有储能充放电权利，以满足自身供能需求，无需H主建设储能电站，大幅降低了原始资金投入。共享储能打破了原有的1家储能站与1家发电站传统对应关系,转向了1家储能站对应多家新能源发电站的“1对N”的关系。此外，共享储能还能解决储能设施资源分散、不便管理、运营成本高的难题。共享储能一般单体规模较大，对电网的调度可以形成很好的支撵和响应作用。目前共享储能模式的主要盈利方式有调峰辅助服务、调频辅助服务、峰谷价差套利、容量租赁、容量补偿等收费方式。大部分地区以“容量租赁+辅助服务”为基础。表共享储能盈利方式笈利方式内容调峰铺助服务在可再生能源超发.电力系统短时间内出现供需不

17、平衡的情况下，调用储能设施将多余的电力存储起来,并在电力需求增加时释放出来的过程,萩得补隹收入.调”辅助服务在电力系统的叛军发生变化时,储能系统逋过快速充放电跟踪电网调度下达的出力曲线,以维持电力系统然率稳定的一种辅助反务.在得补偿收入.峰谷价差套利相当于将用户侧的峰谷套利放在电网侧进行,在电价峰时段将电能储存起来,在电价低谷时段将电能释放出来,以获取价格差异而获利.容，租赁储能场站向光伏、风电场站出租容量.以满足电网对其配储的要求.同时按租赁容量获得租金收入.容量补偿对储能设施的装机容量或可用容置直接进行补偿的电价收入，用于衢量储能在保獐电力系统容量充裕性与供电可靠性时所提供的价值。资料来源

18、：根据网络资料整理2 .电网功能替代性储能电网功能替代性储能可在电力系统中发挥替代或延缓电网输变电设施建设等作用。目前电网替代型储能的发展仍处于前期探索阶段。关于加快推动新型储能发展的指导意见（发改能源规（2021）1051号）提出，”研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，十四五”新型储能发展实施方案提出科学评估新型储能愉变电设施投资替代效益，探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收电网功能替代性储能应用场景主要分为输配电容量替代和供电质量提升。1）输配电容量替代，主要指变电容量和输配电容量的替代，解决站址和走廊资源紧张、临时性负荷明显灾害应急供电等问题：2）供电质量提

19、升，主要指实现电压支撵和提升电网供电可靠性等，包括在电网末端、配电网薄弱、新能源高渗透率接入等地区或重大场合保电情况，通过配置储能，提升电压支撑能力和电网供电质量。电网功能替代性储能的成本疏导机制整体还处于探索研究阶段。成本疏导机制可以按照电力市场发展的不同阶段，采用全额纳入输配电价机制、优先市场获益并由输配电价补齐机制、输配电价给予固定额度之后参与市场获益机制。（三）用户侧新型储能商业模式关于加快推动新型储能发展的指导意见（发改能源规（2021）1051）提出，积极支持用户侧储能多元化发展。鼓励围绕分布式新能源、微电网、大数据中心、5G基站、充电设施、工业园区等其他终端用户，探索储能融合发展

20、新场景。.结合体制机制综合创新，探索智慈能源、虚拟电厂等多种商业模式十四五”新型储能发展实施方案（发改能源（2022）209号）提出，“鼓励用电大户在用户侧建设以峰谷电价差为商业模式的新型储能电站”。用户侧新型储能商业模式主要有虚拟电厂、工商业储能、社区储能等。1.虚拟电厂虚拟电厂是一种轻资产模式的能源协调管理系统，运用先进通信、计算、调度和市场等手段聚合聚合分布式能源、储能系统、可控负荷、电动汽车等资源，并进行统一管理和协调优化。虚拟电厂本身并不放电，而是通过协调发电资源、调整部分用电需求来实现电网的平衡,减少高峰期用电和增加E自力弹性”起到和电厂发电一致的效果。表虚拟电厂项目项目名*运行时

21、同管源类型详细内容国网黄北泛在电力物联网废版电1.示范工程2019/12嫁合缰苜个实叶幡入与控制蓄热支电果暖.可调节工询义.智能楼宇.*能东居.储能.电动汽车充电站.分布大光伏等I1.类19家法在可调费方.容约16万千瓦.涵苴张家口.春鱼岛.青坊三个地市.华把国网熔能-4拟电厂”2020/12综合型爱令15.4万千瓦可通资源参与华北电力辅助取务市场；该虚拟电厂R计有推第表负有20余万千瓦.戌功搂入支调负有K）万千瓦,拉照当IW嘘入水平计算.该虚拟电广每天可创造23万千瓦附的新能源电董消纳空间.上湎“戌拟电厂“2021/5i：,求值响应通过开展规樵化的“二呼”和“城林”.废蚁电厂需求哺应行动在不

22、到两天时何内.累计调节电网负有5&2万千瓦消信清吉能源123.6万千R时.成少硅排放约336吨.深翔网范一体虚拟电厂平台2021/11例重于需求例嘀应和署亍密两调度云.网省两级均可直接谒皮：ft布便费源在接到该局调度F发的紧急调控需求后,10分1内负荷功率即下谒至目标值,为电博提供备用辅助啜务.新江留水球色能源虚拟电厂”2021/3儡于水电发电倒再水域色能源虚拟电厂由全市境内800多座水电站损成.女用光纤.北斗通信等斫极术.将全城水电发电信息聚合.避行管景谓度；可，与H1.助电网调唯工作.虚拟电厂的业务场景主要有辅助服务交易、需求侧响应、现货交易与能效优化。虚拟电厂的商业模式本质是电力市场市场

23、化交易。当前国内虚拟电厂主要通过辅助服务补贴和需求侧响应获取收益。表虚拟电厂盈利方式盈利方式内容辅助服务交易参与电网网峰、通频.备用.通过调配可控费源提供发电容量.保证电网稳定运行,并获取补贴收入.需求侧响应虚拟电厂根据合同要求按时按容量切负荷,保障电网供需平化.并获取补贴收入.现货交易代表产销老集皆在电力现货市场进行交易,优化电网运行供需.并获取分成收入.能效优化为大用户提供能源资源优化管理服务，测电力市场价格波动.帮助用户决策可调负荷的用电行为.代理购电业务,提供智能用电方案,并从客户获取分成收入.资料来源：根据关于虚拟电厂的七问七答整理2.工商业储能工商业储能是储能系统在用户侧的典型应用

24、，其特点是距离负荷中心较近。工商业储能系统不同于大规模储能调峰调频电站，它的主要目的是满足工商业自身内部的电力需求。工商业储能是储能在负荷侧的应用，通过电池充放策略实现负荷侧电力调节，可以提高可再生能源利用率、降低电网平衡压力、提高系统安全稳定运行。表工商业储能项目地目名称应用场景运行时向桑烧纲成具体内容安偎广但图德威800KW2506kh光Si示范项目工厂2022/9光伏，健能负醇例的消择康谷，最大有的控制、光伏，充电用的协通控制.网时参与宜城电网公司的光储系统聚合的调蜂工作.无锡星洲工出国区园区2018/1光伏储能本项目是我凶苗彳、基于科半模奋会宿果推演的工土团区碳中和规划及路战图.是R设

25、低碳.零/国区的实际落地案例.深圳市公明用W充检”一体化电站充电站2021/12光伏储能可实现光伏发电自发自用.余电储用.结合储/海谷电价基吝利.网时在给车辆充电纥给电涧“体构.小铲流信能至原电次合智电帐源项目港口.马头2021/3岸电+储W排电重卡国家电投集团提出用电-储能+换电立卡段计方案,将岸电禁流装置与的能其用.任笠储能部分投麦.摄商康电设备利用率.督助用户*低电价成.提高港口收比.天虹专场布告店1280KI2760k1.hJ-A业储能项目商场2022/12付能H将实现狗充商放”艮供约，Wh的电量，*&.在谷龙与平般充电.用电高峰时段放电.底少商场用电成本工商业用户可以在负荷低谷时，以

26、较便宜的低谷电价对储能电池进行充电，在负荷高峰时，由储能电池向负荷供电，实现峰值负荷的转移，从峰谷电价中获取收益，为工商业储能主要盈利方式。发峰谷套利核心影响因素因第彩响培区代表电价差由潴设地点发改要决定尖.峰.睾.谷各个时间及的具体电价.电价差指的建不同用电阶收电价的差值.电价空结大项目套利空间也越大.电价基菇小餐利空何也越小.目前.广东珠角五市的里价外为国内最大达况1.34元k1.h,目前谶北省电价才为0.77元k1.地方电价机制由建设地点发改委决定尖.4,平.谷各个电价时段的分步情况,电价机例决定了当地的克放电策略.决定当地是否可以实现较大电价差的奈利.a.浙江的电价机制可以让出地的能项目实现两充两成,切两次角力谷充尖放.湖北的电价机制使祸当地储能项目也可实现两充两放,其中一次为答充平放.另一次为咎充尖放.三、结语我国大力发展新型储能是基于市场需求、经济提升、技术创新与战略考量等多方面因素，我国从产业引导、技术创新、市场机制等方面出台政策支持新型储能发展。从商业模式层面挖掘新型储能经济性价值十分重耍，目前我国新型储能商业模式发展不够成熟，需要政策支持、市场机制、技术创新等方面共同发力，提高储能项目的经济效益。