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《马一峰 能源前沿报告》09 储能:为什么现在才成一门赚钱生意?

前面几讲我们是从供能端看变化,无论是风、光、核、氢,还是石油、天然气。下面我们来看支撑端。从供能到用能,支撑环节非常重要,其中,储能在这个时候尤为突出。可以说,储能是能源转型催生出的万亿级新赛道。

过去一年,储能赛道有一个重要变化,就是从2022年3月开始,新型储能可以参与电力市场交易了。这里的新型储能主要是指用电池储能、压缩空气储能、氢储能等新技术的储能电站。以前储能都是风光电站的配套,无法单独靠卖电盈利。不过,3月《“十四五”新型储能发展实施方案》明确提出,要给新型储能独立的市场主体地位。

这意味着以前只能打配合的角色,变成了一个真正的独立行业。可以说,这是储能赛道的拐点。

我关注到,现在已经有不少试点储能电站赚到钱了。比如,国家电投海阳、华电滕州、三峡庆云和华能山东黄台,这四家山东储能电站,到2021年3月已经交易了962万度电。这是山东首批独立储能示范项目。按照第一季度山东电力现货市场的差价,大概一度电能赚0.42元,收入不少。

不过,这个变化值得关注,不是因为它能让国家电投、华电这些大央企赚钱,而是它能激励更多企业来干储能。只有储能发展起来,新能源消纳难题才能解决。

你可能会问,难道之前干储能都不赚钱吗?为什么现在可以让储能参与电力交易了呢?

我们要先了解一下之前储能的情况。这里揭一下“伤疤”。虽然理论上有了储能,风光电入网就能更稳定。但实际上,风光发电站并不愿意主动去装储能,甚至很多企业宁可弃风、弃光,也不想装。为什么?因为算下来不划算。

我举个例子,一个一小时能发电10万度电的光伏电站,按国家要求,要配的储能设备必须达到10MW/20MWh(功率/容量),也就是储能容量要达到发电量的10%,这种储能可以持续放电2小时。这要投资多少钱呢?2880万,基本上就是吃利润的。

如果按照年光照1200小时计算,这是中国有效光照时间的平均值,比如张家口、大同等城市。在这些地方,2021年火电发电成本是三毛一度电。光伏多少呢?两毛八一度电。如果加上储能,成本就会提高到六毛钱。这样光伏的电就没有竞争力。

不过,国家为了提升风光电入网比例,强制要求电站要配储能。怎么办?为了满足硬性指标,一些电站就选择那些质量不怎么好的储能设备,只要满足并网硬性条件就行了,甚至有的就没打算用。

发电企业不愿意配储能设备,那电网愿不愿意配呢?按理说,储能设备可以让电网运行更稳定,电网应该愿意配啊。

一开始真是这样。2017年,国家发改委发布的一个促进储能技术的文件提出,要建立储能设备投资的补偿机制。怎么补偿没说,就是先鼓励大家去干,慢慢探索出合理的模式。电网就想,可以把储能成本加到用户侧,这样自己既拥有了储能设备,还没花钱。所以,一开始电网企业兴高采烈地开干,2018年还进入了一个小高潮,各个省都在建设。

不过,探索了一段时间,政策逐渐明朗。2019年,国家明确要求储能设施不能计入输配电价,也就是说,不能让用户承担储能的费用,甚至为了支持中小企业发展,工业电费还在降低。一下子,电网没了动力去搞储能。就这样,储能陷入了“爹不亲娘不爱”的尴尬境地。

讲到这里你会发现,之前作为电站、电网的配套设施,储能只是纯成本投入,没办法去盈利。这种情况下,即使强制要求,很多企业也不愿意去配储能。所以,我国的储能装置普及率也比较低。

按照国际平均水平,风光电的装机量和储能的装机量,最佳比例是15%,但是2021年我国只有6.7%,不到一半。能源转型要增加新能源比例,没有储能作为平滑剂,肯定是不行的。

那该怎么让储能更普及呢?靠国家给补贴吗?这只是一种方式。比如有的地方政府会给装储能的电站每度电补贴一毛、两毛。除了补贴,还有一种更市场化的方式,就是我们今天讲的,明确储能的市场主体身份,让它参与到电力现货市场交易中,也就是让储能自己去赚钱。

那么,为什么之前不让储能参与电力交易,现在就可以了呢?其实,之前并不是国家不允许,而是时机不成熟。更准确地说,是电力市场没准备好。

我们知道,电这种商品的特殊性在于,发电和用电是实时完成的。之前电力市场供电端主要是煤电,电网非常稳定,没有那么大波动,所以不需要储能。后来新能源占比逐渐升高,电网波动太大,就需要储能来调峰调频了。但是,我们国家的电力交易模式还是计划机制,还有就是中长期交易,储能即使能参与交易,也赚不到钱。

为什么呢?因为在计划机制中,卖电价格和买电价格都是政府定好的,没有波动。而另一种中长期交易,也都是用电大户直接和电厂签署长期用电协议,比如几个月或者一年,把价格基本锁死。价格没有波动,储能就赚不到钱。

打个比方,储能就像菜市场上的一个摊位,它的菜不是自己种的,它是在别的摊位卖的便宜的时候买进来,然后等市场上缺少菜,价格高的时候再卖,从而获利。这个模式成立的前提是,你必须先有一个价格有波动的自由市场。这就涉及到电力交易系统改革这个大问题了。

其实我们也一直在改,特别是到2017年,国家发改委推动了第一批电力现货交易试点。与计划机制和中长期交易不同,现货市场是针对短期的交易。比如,第二天的用电量,当天的用电量,甚至实时用电量,都可以进行报价和买卖。谁的便宜就用谁的,自由竞争。具体规则有几百页,感兴趣的话,你可以找来看看。

直到2019年6月,电力现货市场才算全面运行起来。这个之后,再允许储能参与电力交易,它才能真正赚到钱。

值得注意的是,这不是说之前风光电站安的储能设备都能交易了。要成为独立市场主体,储能电站必须要通过审批,这些都是企业独立运营的储能项目。

并且,储能电站要受电网调度,什么时候充电买进来,什么时候放电卖出去,不是自己说了算。这么做是为了避免储能为了赚钱,随意买卖,扰乱电网。

不过,储能还是有的赚的。毕竟,需要你充电的时候基本都是供应过剩,电价低的时候,需要放电的时候往往是缺电,电价高的时候。并且,电网还会在合同里约定,至少会调度多少次,来保证储能的收益。这种收益模式也叫电量交易。

当然,本质上交易也是有限制条件的,储能不可能过度逐利。为了保证投资者收益,国家会参照一定标准,结合储能电站的容量,每年给一定的补偿。也就说,不管电站有没有交易,这部分钱都会给。这也是储能收益来源之一,叫容量电价。

除了这些,储能电站还能为电网提供调频服务。什么是调频服务呢?举个例子,遇到一些紧急情况,用电端突然增加用量,这时候发电端还是按照原来功率输出,那么整个电网进入到一种供小于求的状态,电网频率会下降。这时候电网会紧急调取电池储能设备提供额外功率补偿,使电网频率恢复。整个调整往往在极短时间完成,普通火电厂根本反应不过来,而电池储能几乎是毫秒级响应。靠这种辅助服务,储能也能赚钱。

整体来看,电量交易、容量电价和辅助服务,是储能三种主要的盈利模式。不过,储能设备的投资都是巨量级的,靠这些盈利模式,投入产出比真的高吗?

我们来算一笔账,假如配置一个能存储20万度电的电池储能设备。如果使用每年衰减率不超过4%的设备,直接投资 4 亿元,间接的经营成本 2.7 亿元,一共 6.7 亿元。按照运营期10年计算,每年能获利1324万元,收益率19.76%。这是非常不错的收益了。

现在储能自己能赚钱后,吸引了很多企业进入。比如南方电网就把自己的储能资产全部放到了一个控股公司里,以后专门做电网侧的独立储能业务。还有宁德时代与中国华电也开始了合作,开头提到的华电滕州电站就是他们合作的成果。

可以说,这些入局者是第一批吃螃蟹的,这也很好理解。比如,南方电网本身就有储能资产,原来这些资产不能创造收益,反而在吃利润。分拆出来就可以创造收益。而像宁德时代是卖储能设备的,它要建立影响力,就很愿意参与试点项目。华电是发电企业,储能与火电站、风光电站一样都是并列的,也是电站。本质上说,这也是本职业务。

你看,随着储能有了自己的盈利模式,只要参与者能有合理收益,未来会有更多社会资本进入。储能发展起来了,风光电做主力的速度也会加快。所以,政策调整看似解决的是一个点的问题,实际是与能源转型这个大趋势紧紧绑定的。

最后,我给你留个问题,你还知道哪些政策改革催生了新赛道呢?欢迎留言给我。

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