“储储”动人：哈萨克斯坦电力市场潜在新风口

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作为“一带一路”首倡之地，哈萨克斯坦在共建“一带一路”中具有特殊重要地位，而电力领域是中哈合作的热门领域之一。

哈萨克斯坦目前仍以传统能源为主、再生能源为辅。以2023年全国发电数据为例，燃煤电站发电量比重为77.4%，燃气发电站的比重为9.8%，水电站的比重为7.8%，再生能源的比重仅为5.0%。尽管如此，为完成在《巴黎协定》下的减排目标，哈萨克斯坦近年来已推出一系列举措优化能源结构，既包括支持清洁能源发展、鼓励再生能源项目开发，也包括支持对老旧电厂进行现代化改造，进而减少技术损耗和降低污染物排放。根据哈萨克斯坦能源部长2024年2月20日第71号令颁布的《电力行业发展规划（2035）》，哈萨克斯坦在未来五年内将举行规模高达6.7GW的再生能源发电项目招标，其中约1GW的风电项目需要配备约300MW的储能设施。根据哈萨克斯坦可再生能源协会“Qazaq Green”和华为技术哈萨克斯坦有限公司在《电池储能系统在哈萨克斯坦统一电网中的应用潜力白皮书（稿）》中的预测，未来10年哈萨克斯坦储能系统规模将超过1GW。广阔的储能市场潜力吸引了中国电建、国电投、远景、Total、Masdar、ACWA等国内外众多企业。

本文将简要介绍哈萨克斯坦电力市场以及储能项目的潜在商业模式，供有意赴哈萨克斯坦进行电力投资的中国企业参考。

一、哈萨克斯坦电力市场概况

（一）电力行业法律框架和监管

哈萨克斯坦2004年颁布的第588-11号《电力行业法》（“《电力法》”）确立了其电力市场的基本制度。在修订后的《电力法》框架下，哈萨克斯坦形成了相对开放的电力市场，企业从事发电行业无需通过特许经营或PPP模式，发电业务也不属于许可经营行业以及限制或禁止外商投资行业。视发电项目的具体类型，再生能源项目与热电联产项目还分别受到2009年7月4日第165-IV号《支持利用再生能源法》（“《再生能源法》”）和2024年7月8日第120-VIII号《热能法》规制。

能源部作为电力行业的主要行业监管部门，颁发了一系列分别适用于批发市场（包括批发电量市场、容量市场、平衡市场、系统和辅助服务市场等）、零售市场的监管规则。哈萨克斯坦电网管理股份公司（“KEGOC”）享有全国范围内绝大多数高压输电线路的资产所有权和经营权，与地区输电公司、配电公司一起共同为市场主体提供输配电服务。 KEGOC的全资子公司——电力信息股份公司（“ENERGOINFORM”）负责哈萨克斯坦统一电网的维护和现代化改造，另一家全资子公司——再生能源金融结算中心（“FSC ”）则作为批发市场（不限于再生能源发电项目）的统一购电人。此外，哈萨克斯坦电力电量市场运营股份公司（“KOREM”）则负责电力批发市场中电量市场、平衡市场、容量市场等交易模式的运行。总体而言，哈萨克斯坦电力市场的主要监管和参与主体如下：

（二）电力市场框架

哈萨克斯坦的现有电力市场结构基本形成于2023年的电力市场改革。在2023年7月1日之前，哈萨克斯坦批发电量交易以分散式市场为主、集中式市场为辅，97%的批发电量通过双边合同交易，购售电双方可相对自由地确定购电期限、购电量和电价（但不得超过法律规定的最高限价）。2023年7月1日电力市场改革后，哈萨克斯坦电力市场引入了单一电力购买者机制，以FSC作为批发市场购买和销售电量和容量的指定主体。除个别例外情况外（比如向关联公司售电等），发电企业原则上不得向批发市场和零售市场的其他主体售电。

2023年电力市场改革完成后，哈萨克斯坦电力市场整体结构如下图所示：

零售市场主要是供电公司将其从批发市场购买的电量销售给未被列入批发市场主体名单的小型终端消费者，且交易标的仅为电量、不包含容量。批发市场进一步分为批发电量市场、平衡市场、容量市场、系统和辅助服务市场。除再生能源项目一般通过与FSC签署的长期电量PPA销售电量、不再参与容量市场外，其余传统能源项目一般将同时参与批发电量市场、平衡市场、容量市场和系统辅助服务市场。

以下是各个市场之间的联动衔接和资金流向的简要梳理：

（三）PPA

如前文所述，在哈萨克斯坦，再生能源项目一般不参加容量市场，而是通过长期（20年）电量PPA以竞拍确定的固定价格、按照实际供应电量收取电费；电力市场中占主流的传统能源项目实行容量电价+电量电价的两部制电价模式。哈萨克斯坦能源部相应制定了适用于各类项目的一系列标准容量PPA和电量PPA，发电商原则上只能在既定模版的框架下售电，协商修改既定PPA文本的空间十分有限。

容量PPA整体可分为长期容量PPA和短期容量PPA（1年期）两大类。长期容量PPA的容量购电条件（电价、购电期、合同容量等）一般通过招标或者在上游投资协议中一事一议地确定，通常会考虑具体项目的投融资成本回收，且不会受限于法律规定的最高限价。长期容量PPA一般适用于新建电站项目（包括批准的改扩建项目）；而普通的在运电站（包括长期容量PPA购电期届满的电站）则往往适用一年一签的短期容量PPA，通过年度集中招标确定下一年度提供的容量规模，且容量电价也是在不超过法律规定的最高限价基础上通过集中招标确定，不会考虑具体项目的投资回报。根据FSC公布的容量电价数据，2025年哈萨克斯坦在长期容量PPA下批准的容量电价最高超过2千万坚戈/MW·月，但普通在运电站所适用的容量最高限价仅为121.5万坚戈/MW·月，相差超过10倍。

电量PPA为发电商与FSC签署。除再生能源电站长期电量PPA购电期限为15年（2021年1月后中标的项目为20年），其他类型电站的电量PPA期限一般为1年，电价基于能源部制定的电量最高限价或由集中竞拍结果确定。发电商将按日申报并经KEGOC批准纳入每日电力供需计划表的计划电量（planned volumes of electricity）销售给FSC，进而由FSC出售给其他批发电量市场主体（包括供电公司、输电公司、加密货币矿工以及批发市场消费者）。

二、哈萨克斯坦电力市场储能项目

（一）储能项目的主要类型

储能项目根据其在电力系统中的位置分为表前储能和表后储能两大类，其中表前储能视其应用场景又分为发电侧储能和电网侧储能，表后储能则主要是指用户侧储能。各类储能项目的核心特点如下：

从开发模式上，储能项目又可分为发电项目配储和独立储能项目。所谓发电项目配储，顾名思义，主要是指将储能系统作为发电项目（以再生能源项目为主）的配套设施、建设“发电+储能”的一体化项目，通过再生能源的电费、或单独通过储能可用性收费（类似于容量电费）取得收益。

独立储能项目，则是指投资人投资、建设、运营单一储能项目，该项目既可以为发电商提供服务，也可以为电网、甚至用电方提供服务，其交易模式和收益来源更加多元。

（二）哈萨克斯坦储能项目现状

基于哈萨克斯坦已经确立的“双碳目标”，哈萨克斯坦能源部预测到2035年哈萨克斯坦再生能源发电比重将达到23%，再生能源发电在整体能源供应和消费中的角色将进一步强化。但另一方面，哈萨克斯坦再生能源发电设施的年均增长率，大大超过抵消再生能源带来的电网波动所需配套设施的增长速度。根据国际能源署（IEA）的研究，当再生能源在电力系统中的占比超过10%时，储能系统的配套建设必须跟上。在哈萨克斯坦大力发展再生能源电力项目的大背景下，哈萨克斯坦统一电网运行的安全性、稳定性面临挑战。为此，KEGOC已有要求再生能源电站配备储能系统的趋势[1]。

按照KEGOC在《批发电力和容量市场2023年度分析报告》中对运作独立储能系统的基本机制的设想，独立储能项目将通过容量电费取得投资收益，不参与日前市场或平衡市场交易。当KEGOC预计存在储能缺口时，将提前3年举行招标以遴选储能项目投资人，中标人与FSC签署的储能服务合同将包括以下核心商业条件：

1)）合同期限预计为15年；

2）电价将根据约定的循环次数确定，预计不高于当前签署长期容量PPA的新建备容电站享受的电价水平（约900 – 1700万坚戈/MW·月，约合17,375 – 32,820美元/MW·月），总体计算公式如下所示：

（三）境外储能项目的主要模式

虽然目前再生能源发电配储模式是哈萨克斯坦电力市场上储能项目的主要形式[2]，但从上述KEGOC报告体现出的倾向性看，我们预计哈萨克斯坦有可能推行独立储能项目模式。结合国际市场实践、中国电力行业企业“走出去”既有业务类型以及哈萨克斯坦储能项目发展趋势，我们主要对以下两类储能项目的电费模式进行初步介绍。

1. 再生能源配储项目在电量电费外单独根据可用性收取容量电费

与国内采用再生能源配储以解决“弃风弃光”问题的逻辑类似，鉴于哈萨克斯坦再生能源发电比例呈上升趋势，电网可能面临高峰时段的传输能力不足问题。因此，鼓励再生能源发电项目配备储能系统，可以缓解电网升级的紧迫投资需求。

以Masdar签约的乌兹别克斯坦Bukhara地区250MW光伏+63MW/126MWh储能系统项目为例，乌兹别克斯坦国家电力公司（NEGU）与Masdar就此项目签署一份PPA ，其中分别计算和支付光伏发电的电量电费、储能系统可用容量的容量电费，其中光伏发电的购电期为25年，储能项目可用性的购电期为10年。Masdar针对电量电价和储能系统分别投标报价，其中光伏发电的电量电价为0.03044美元/kWh，储能系统可用性容量电价为每小时16.555美元/MW。NEGU将向项目公司就两部分电费的付款义务提供备用信用证作为担保，国际复兴开发银行（IBRD）将向开证行提供反担保、乌兹别克斯坦向IBRD提供主权担保。

除与哈萨克斯坦相邻的乌兹别克斯坦外，美国加州亦有采取同一项目中再生能源发电电量电费、配套储能系统容量电费分别计费的项目实践，且发电商还需同步将再生能源的环境权益（REC）同步转让给电网公司。

2. 独立储能项目根据可用性收取储能服务费

同样为缓解再生能源发电比重升高而带来的电网升级紧迫性和投资需求，电网公司可以作为储能服务购买方，根据储能服务的容量和性能指标的良好服务状态来付费。乌兹别克斯坦安集延州150MW/300MWh独立储能项目即按此模式开发建设。

除乌兹别克斯坦外，加拿大、印度等其他国家亦有推广该模式独立储能项目的先例。比如，在加拿大安大略省250MW/1000MWh电池储能项目中，安大略省能源部长便指定独立电力系统运营商（Independent Electricity Operator，“IEO”）与NRStor等合资成立的储能开发商签署了为期20年的储能合同，由IEO对储能开发商提供的可用容量按月进行付费，且不限制储能开发商另行通过电力市场出售电量、容量和辅助服务。

概括而言，相比配储项目，独立储能项目业务模式较为多样和复杂。除以上介绍的向电网公司提供备容、调峰调频辅助服务和/或电量等综合性产品，按可用容量收取服务费外，其还可从事以下业务：

1）向再生能源发电商提供储能容量租赁进而赚取固定费率租金，再生能源发电商通过租赁储能系统的功率和容量满足强制配储要求；

2）参加电量现货市场交易，向电网公司/供电公司/消费者售电，进而实现峰谷价差套利；

3）参与辅助服务市场、平衡市场、容量市场，通过提供相关服务获取服务费或电费。

目前哈萨克斯坦尚未就配储或独立储能项目的购电机制作出顶层设计。根据KEGOC报告的意见看，独立储能项目模式应有望得到一定的应用与实施。

结语

与其他电力市场相对成熟的国家一样，哈萨克斯坦的电力市场也正在经历“由垄断转向竞争”的转型，而在双碳目标的驱动下再生能源发电项目不仅竞争性小于传统能源，且电价政策优惠、市场体量可观，有望成为中国电力企业海外投资的新兴市场。此外，随着再生能源发电领域的飞速发展，市场对储能系统的需求也势必日趋提高，这或许将是下一个值得中国电力企业入局的市场新机遇。

可以看到，哈萨克斯坦电力市场虽然借鉴和遵循了其他“一带一路”国家电力市场吸引投资人的部分政策，但也有其特殊性（例如适用两部制电价的项目分别签署容量PPA和电量PPA）。此外，改革后的哈萨克斯坦电力市场不尽完善且频繁更新，为投资人进军哈萨克斯坦电力市场带来了不小挑战。

对于中国企业而言，虽然国别和项目类型不尽相同，但熟悉和掌握不同国别的游戏规则、因地制宜的制定投资策略、借助外部专业顾问力量识别和管控风险，都是中国企业进军海外电力市场前所需思考的首要问题。

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