欧洲日内电价波动自2020年以来显著提高，令储能电池系统得以从价格套利中获利。我们的计算显示，这对于长时储能电池系统来说是一个好消息，可以使收入来源多元化。但捕捉这类套利的价值并未成为既成事实，因为这种波动具有季节性且很难预测。开发商将被迫优化自身捕捉最佳套利价差的能力，同时还要开辟其它收入来源。


储能电池系统有多种不同的市场应用，包括短期调频响应服务和能量时移。在能量时移应用方面，日内峰谷时段价格之间的差异越大，对储能电池系统所有者的吸引力越大。直到2021年之前，欧洲日前市场的平均价差一直过低，无法达到储能电池系统回报目标。事实上，储能电池系统运营商将精力主要放在提供电网服务上（如调频响应），因这些服务利润更高。

价差一直在上升，目前在部分市场已经接近对储能电池系统具有吸引力的水平。欧洲主要电力市场的日前套利价差已经大幅扩大，特别是在英国市场。自2020年至2022年，日均峰谷小时价差增长四倍，从25欧元/MWh升至126欧元/MWh。英国价差扩大幅度最大，2021年均值为177欧元/MWh，而2022年迄今为止的均值为225欧元/MWh，高于2010-2020年51欧元/MWh的长期平均值。

价差扩大意味着长时储能电池系统的商业可行性在改善。借助我们的GridStore模型，我们计算了仅以日前价格套利为目标的一系列电池系统项目的表现。为此，我们计算了一小时、两小时和四小时储能电池系统的每轮循环盈亏平衡成本，并将其与英国的日前价差做比较。我们假设电池系统每天进行一个完整循环，目标杠杆回报率为10%。

根据我们的分析，对一个一小时储能电池系统而言，日均套利价差要达到225欧元/MWh才能实现目标回报率。两小时和四小时储能电池系统分别只需要149欧元/MWh和111欧元/MWh，因为它们每MWh的资本支出较低。然而，虽然长时储能电池系统的收支平衡成本较低，但它们的套利价差机会也较低。这是因为它们必须进行几个小时的放电才能完成一轮循环，而不仅仅是在收入最高的时间段。例如，如果收入最高的时间段是下午3点到4点，那么一小时储能电池系统仅需在这一个小时内就能完全放电。而四小时储能电池系统可能需要从下午3点到晚上7点放电，并且只能捕集这四个小时内的平均套利价格，这将始终低于最高套利价格。长时储能电池系统的整体峰谷价差因此较低。

我们发现，在当前条件下，长时储能电池系统应用于能量时移服务是有利可图的。根据2021年的日前价差，我们发现两小时和四小时储能电池系统能够实现年度收入目标，但一小时储能电池系统无法实现。我们预计长时储能电池系统更适合从价格套利中获利。

由于市场饱和，高频响应价格可能会下降，因此开发商正计划新建更多长时储能电池系统进行套利——更多信息，彭博新能源财经正式客户请参阅《英国电池商业模式正在进化》 和《加州电池项目：指南》。然而，开发商必须对当前价差水平将保持不变的假设持谨慎态度。电价波动是季节性的，通常是短期供需失衡的结果。事实上，随着欧洲不断增长的可再生能源装机容量和大量基荷发电资产令价格保持稳定，我们预计未来10年波动性将出现结构性下降——更多信息，彭博新能源财经正式客户请参阅《欧盟电力周报：拉住电价波动的“缰绳”》。

从长期来看，储能电池系统将不得不从可获得的容量支付中累积额外的收入，并提高其捕捉实时套利价差的能力，这种价差通常更高，但更难以预测。

一组数据

51欧元/MWh

2010-2020年英国日均电价价差

177欧元/MWh

2021年英国日均电价价差

225欧元/MWh

2021年投运的一小时储能电池系统每轮循环盈亏平衡价差

原标题：欧洲电力周报——储能电池系统套利前景光明