干货！电力现货市场下储能收入分析
储能发展的核心是有相应市场机制使其可以计入价格。过去十年，因为没有市场机制，储能无法计入价格，所以一直藏于表后，依附于火电厂、新能源电厂和用户侧。2015年开始电改，2019年启动8个省电力现货市场试点运行，目前7个省份开始不间断地运行，为储能独立出来创造市场环境。电力现货市场15分钟一个出清时段，全天候变化，价格反应市场供需关系。
目前，新模式运营效果较好，出于国际先进水平，山东的100MWh独立储能电站其规模是欧洲美国都少有的，而市场套利的功能在国外也并不普遍。电价套利是指在电价低时买电充电，电价高时卖电放电，收入取决于峰谷价差、电量、价差持续时间。而价格变化又由供需决定，需求端是负荷量，供给端是风光电、火电（变动成本由煤价决定）。如山东光伏装机量大，中午电价较低，傍晚待太阳落山负荷又上涨，电价发生上涨。除此之外，大基地应用，即新能源配储也为储能提供了新的收入来源。基于新能源消纳的需求，预计独立储能电站在未来5-6年内是新型储能主力军，但同时也面临来自抽水蓄能、虚拟电厂的竞争。（国际能源局规划2030年1.1-1.2亿的抽蓄建设）
Q：独立储能收入拆分和成本分摊？
A：收入方面，第一部分价差套利取决于供需、时间、空间影响。比如山东，冬季1-3月历史价差平均600-800以上，但夏天午间负荷升高导致价格稍高，价差减小，再比如浙江没什么新能源，价差很低， 全年平均200。可以根据历史数据测算，预测未来电力现货市场价格。假设全年平均价差500，储能投资1600/kWh（不算EPC），一天一充一放，全年一个月检修，静态投资11年回收（价差800，7年回本）。同时，国家能源局今年发布文件，储能充放走不用交负荷及附加电费（一毛一度），但损耗要交，最终由用户承担。第二部分服务调频收入，目前国内还没有备用市场，储能拿不到黑启动的补偿，同时储能电站只能在电量套利和调频2选1，目前只有山东储能能够参与调频，调频补偿=火电调频 *10%，其收入太低导致许多独立储能不参与，但从市场化角度，储能是好的调频电源，其成本低于火电。考虑到套利只占4小时，储能有20小时是闲置状态，政策支持储能调频能给予储能电站多一份收入，经济性会有180度转变。过去十年，调频收入由所有发电机组分摊，今年国家能源局发布的辅助服 务管理办法明确服务费用要疏导到市场化用户，目前还没有完全疏导，但趋势已确定。第三部分容量收入，山东比较先进，政府设计容量成本回收机制，规定用户每1度交9分9支付给火电企业，储能因无法持续发电，容量补贴是火电的1/12，后来政府为鼓励发展储能又在原基础上x2，10MWh的储能电站一年约能有600万容量补偿。第三部分新能源强配的容量租赁费的不确定，取决于具体客户。第四部分流量租赁费大概是200-300元/kW/年，具体看能租出去多少。
Q：峰谷价差收益，规模，能支撑储能体量？
A：19年6月规划8个省、21年6个省+3个区开通电力现货市场，其他省份也在积极推动电力现货市场建设，新疆湖南宁夏给国家发改委提交了电力现货方案。建设电力现货市场已是全国共识，除海南西藏特殊地区电量少机组小，绝大省份都会搞现货。目录电价取消后，煤机、新能源、用电，70-80%工业商业都会现货市场，除了农业、居民和保护性产业依旧实行固定电价。储能盈利点主要还是价差，和绝对降价没关系。
Q：扩容时间节点的判断？
A：19年的八个省份除了浙江都在运行了，目标今年年底全部运行。第二批，今年底进入结算试运行。除此之外还会有5-10个省今年年底前进行模拟或者结算试运行，但还不会连续运行。明年底之前，全国至少有20个省份能够连续跑起来。目前各方面条件都已经相对成熟。
Q：山东现货市场的储能电站的IRR、收入拆分、比例细分？
A：电量套利60-70%，2500万左右，套利不固定；容量收入600万，容量租赁不确定，600-800万保守。IRR没公开。新能源强配储是基于增量市场，需求大概在增量*20%，具体看供需，粗算2-3毛。
Q：容量租赁的要求
A：纯金融合约，但必须省内消纳。
Q：独立储能参与主体是哪些对象？
A：目前都是发电央企，五大的华能，华电，三峡，国电投。理论上任何主体能满足技术要求都可以进 入。
Q：不同主体的优势？
A：能否精准预测峰谷电价，低买高卖。
Q：非现货比例？
发电侧：发电侧煤电先进去，气电也已进入，新能源按照关联方案里的文件后面会加快速度进入，不再是保护性的，核电大水电也要求进入现货市场，用电侧除了居民农业，绝大工商业进入现货。
Q：电网调度的机制？
A：计划体制下，固定上网调度决定发电机组发电量。现货市场下，调度机构根据发电机组日前给到的报价调度，一般价低优先。电力交易市场分现货和中长期交易，中长期交易是用户和发电买卖双方协定价格，形成金融性质的合约，然后根据现货市场交易的价差结算。
Q：电网对电化学储能的态度？
A：需要电化学储能进行新能源消纳。目前弃电率5%，由火电消纳，超5%电网会考核，需要更多灵活性资源帮助消纳。锂电储能较抽水蓄能建设速度快，100MW半年建成。储能不会有补贴政策。需通过政府市场设计帮助储能找到合适的应用场景。
Q：2025年需要多少灵活性资源消纳资源，电化学和抽水蓄能占比各多少？
A：灵活性资源看各省情况。最大竞争来自抽水蓄能，官方文件2030年投运1.1-1.2kw千瓦抽蓄，但抽蓄规划建设至少5年，6-8年都有可能。核心还是在于市场机制以及电源结构、供需关系造成的价差空间。
Q：火电上下调节的范围？
A：40-50%。
