儲能發(fā)展的核心是有相應市場機制使其可以計入價格。過去十年，因為沒有市場機制，儲能無法計入價格，所以一直藏于表后，依附于火電廠、新能源電廠和用戶側(cè)。2015年開始電改，2019年啟動8個省電力現(xiàn)貨市場試點運行，目前7個省份開始不間斷地運行，為儲能獨立出來創(chuàng)造市場環(huán)境。電力現(xiàn)貨市場15分鐘一個出清時段，全天候變化，價格反應市場供需關(guān)系。目前，新模式運營效果較好，出于國際先進水平，山東的100MWh獨立儲能電站其規(guī)模是歐洲美國都少有的，而市場套利的功能在國外也并不普遍。電價套利是指在電價低時買電充電，電價高時賣電放電，收入取決于峰谷價差、電量、價差持續(xù)時間。而價格變化又由供需決定，需求端是負荷量，供給端是風光電、火電（變動成本由煤價決定）。如山東光伏裝機量大，中午電價較低，傍晚待太陽落山負荷又上漲，電價發(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源。基于新能源消納的需求，預計獨立儲能電站在未來5-6年內(nèi)是新型儲能主力軍，但同時也面臨來自抽水蓄能、虛擬電廠的競爭。（國際能源局規(guī)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，第一部分價差套利取決于供需、時間、空間影響。比如山東，冬季1-3月歷史價差平均600-800以上，但夏天午間負荷升高導致價格稍高，價差減小，再比如浙江沒什么新能源，價差很低，全年平均200?？梢愿鶕?jù)歷史數(shù)據(jù)測算，預測未來電力現(xiàn)貨市場價格。假設全年平均價差500，儲能投資1600/kwh（不算epc），一天一充一放，全年一個月檢修，靜態(tài)投資11年回收（價差800，7年回本）。同時，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，最終由用戶承擔。第二部分服務調(diào)頻收入，目前國內(nèi)還沒有備用市場，儲能拿不到黑啟動的補償，同時儲能電站只能在電量套利和調(diào)頻2選1，目前只有山東儲能能夠參與調(diào)頻，調(diào)頻補償=火電調(diào)頻*10%，其收入太低導致許多獨立儲能不參與，但從市場化角度，儲能是好的調(diào)頻電源，其成本低于火電。考慮到套利只占4小時，儲能有20小時是閑置狀態(tài)，政策支持儲能調(diào)頻能給予儲能電站多一份收入，經(jīng)濟性會有180度轉(zhuǎn)變。過去十年，調(diào)頻收入由所有發(fā)電機組分攤，今年國家能源局發(fā)布的輔助服務管理辦法明確服務費用要疏導到市場化用戶，目前還沒有完全輸?shù)?，但趨勢已確定。第三部分容量收入，山東比較先進，政府設計容量成本回收機制，規(guī)定用戶每1度交9分9支付給火電企業(yè)，儲能因無法持續(xù)發(fā)電，容量補貼是火電的1/12，后來政府為鼓勵發(fā)展儲能又在原基礎(chǔ)上x2，100mwh的儲能電站一年約能有600萬容量補償。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。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：峰谷價差收益，規(guī)模，能支撐儲能體量？

A：19年6月規(guī)劃8個省、21年6個省+3個區(qū)開通電力現(xiàn)貨市場，其他省份也在積極推動店里現(xiàn)貨市場建設，新疆湖南寧夏給國家發(fā)改委提交了電力現(xiàn)貨方案。建設電力現(xiàn)貨市場已是全國共識，除海南西藏特殊地區(qū)電量少機組小，絕大省份都會搞現(xiàn)貨。目錄電價取消后，煤機、新能源、用電，70-80%工業(yè)商業(yè)都會現(xiàn)貨市場，除了農(nóng)業(yè)、居民和保護性產(chǎn)業(yè)依舊實行固定電價。儲能盈利點主要還是價差，和絕對降價沒關(guān)系。

Q：擴容時間節(jié)點的判斷？

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

Q：山東現(xiàn)貨市場的儲能電站的irr、收入拆分、比例細分？

A：電量套利60-70%，2500萬左右，套利不固定；容量收入600萬，容量租賃不確定，600-800萬保守。IRR沒公開。新能源強配儲是基于增量市場，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(nèi)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足技術(shù)要求都可以進入。

Q：不同主體的優(yōu)勢？

A：能否精準預測峰谷電價，低買高賣。

Q：非現(xiàn)貨比例？

發(fā)電側(cè)：發(fā)電側(cè)煤電先進去，氣電也已進入，新能源按照關(guān)聯(lián)方案里的文件后面會加快速度進入，不再是保護性的，核電大水電也要求進入現(xiàn)貨市場，用電側(cè)除了居民農(nóng)業(yè)，絕大工商業(yè)進入現(xiàn)貨。

Q：電網(wǎng)調(diào)度的機制？

A：計劃體制下，固定上網(wǎng)調(diào)度決定發(fā)電機組發(fā)電量?，F(xiàn)貨市場下，調(diào)度機構(gòu)根據(jù)發(fā)電機組日前給到的報價調(diào)度，一般價低優(yōu)先。電力交易市場分現(xiàn)貨和中長期交易，中長期交易是用戶和發(fā)電買賣雙方協(xié)定價格，形成金融性質(zhì)的合約，然后根據(jù)現(xiàn)貨市場交易的價差結(jié)算。

Q：電網(wǎng)對電化學儲能的態(tài)度？

A：需要電化學儲能進行新能源消納。目前棄電率5%，由火電消納，超5%電網(wǎng)會考核，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。儲能不會有補貼政策。需通過政府市場設計幫助儲能找到合適的應用場景。

Q：2025年需要多少靈活性資源消納資源，電化學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(guī)劃建設至少5年，6-8年都有可能。核心還是在于市場機制以及電源結(jié)構(gòu)、供需關(guān)系造成的價差空間。

Q：火電上下調(diào)節(jié)的范圍？

A：40-50%。