可再生能源开发商Pacifico Energy公司凭借其“多渠道收入叠加模式”，通过自筹资金在日本开发一个电网规模电池储能项目。
截至目前，Pacifico Energy公司已在日本开通运营了1.6GW太阳能发电场。2023年，该公司成为日本首家通过两个电池储能项目进行电力交易的企业。
这两个电池储能项目规模均为2MW/8MWh，被视为日本市场的里程碑。它们是首批入选政府补贴计划以推动储能应用的项目之一。Pacifico Energy公司储能主管Mahdi Behrangrad博士表示，这说明电池储能系统开发商可以成为日本支持储能产业发展值得信赖的合作伙伴。
在其最新项目进展中，Pacifico Energy公司于12月9日在东京都地区开通运营了Koganai电池储能项目，该项目的规模为2MW/10MWh，此次采用完全自筹资金的商业运营模式。
Behrangrad在接受行业媒体采访时表示：“在日本，‘商业运营’意味着从稳定的上网电价补贴（FIT）机制，转向需要管理电力波动性的多渠道收入叠加模式。这与美国ERCOT（德克萨斯州）或英国电网等更成熟市场的自营模式有所不同。英国拥有成熟的辅助服务市场，而ERCOT以极端的价格飙升和‘稀缺定价’理念为特征。”
他继续说道，“日本是一个新兴的商业运营市场，仍面临‘价格蚕食’问题，以及其九个输电区域的流动性分散。要想在日本取得成功，不能仅仅相信市场，还必须量化基差风险以及随着可再生能源规模扩大而产生的‘优先顺序效应’的影响。”
换句话说，如今在日本以商业运营模式运行的储能项目是利用专有预测和自动化调度技术，同时从不同收入渠道获取价值，这些渠道包括日本电力交易所（JEPX）批发电力市场、平衡市场和容量市场。所有这些工作都必须在Behrangrad所说的比西方市场更为独特的监管环境中进行。
就在几周前，Manoa Energy公司和HD Renewable Energy Japan公司表示，他们已在日本北部投入运营了一个50MW/104MWh电池储能系统，该项目同样完全采用商业运营模式。
Behrangrad和其他消息人士此前曾谈及日本市场的监管独特性。在几个月前的一次采访中，Behrangrad表示，监管环境变化迅速且非常复杂。他当时称，在日本运营的储能项目获利能力是一项极具挑战性工作，需要理解并巧妙处理许多环节，以确保不会失败。
开发商目标：到2030年部署2.9GWh储能系统
尽管如此，Pacifico Energy公司仍将日本视为一个有吸引力的储能市场。
在宣布新项目开通运营的同时，Pacifico Energy公司首席执行官兼总裁Hiroki Matsuo表示，该公司目标是扩大储能系统的运营规模，到2030年达到660MW/2,900MWh。
Matsuo表示，该公司很自豪能够以完全商业运营者身份，在复杂且不可预测的批发电力市场中独立开展业务，无需依赖补贴。
Matsuo说，“这一做法基于我们专有的市场分析和交易方法，以及自2022年进入市场以来积累的出色业绩记录。”
Behrangrad赞同这些观点，他认为虽然由于高昂的资本支出要求以及不断发展的电网规范，电池储能系统在日本市场运营中确实极具挑战性，但开发商克服这些挑战的方法在于技术风险缓解和垂直整合。
他说，“我们不仅仅是投入资金，还在部署一套配备数据驱动优化平台的顶级系统。”
Behrangrad表示，Pacifico Energy公司之所以能够完成这个无补贴项目，还得益于通过内部执行各项职能，严格优化软成本和工程、采购与施工（EPC）的利润。
与此同时，参与批发、平衡和容量这三个不同市场的收入渠道，使开发商能够实现更为多元化的风险配置。Behrangrad声称，展望未来，Pacifico Energy公司计算通过资产优化配置和市场区域的多元化进一步降低风险。
Pacifico Energy公司表示，向无补贴开发模式转型，是朝着将储能系统作为一种资产类别实现制度化的有意之举。Behrangrad称，补贴虽然提供了“安全网”， 但也常常伴随着运营授权，例如将大部分的商业运营收入返还给政府。这些要求可能具有限制性，会抑制企业根据价格信号变化在不同市场产品之间灵活调整的能力。
Behrangrad说，“摆脱对政府支持的依赖，我们就能在调度策略上拥有完全的自主选择权。我们不仅仅是在押注绿色未来，还在证明电池储能系统已经达到一个‘临界点’，只要配备合适的优化引擎和精简的开发周期，它就能在商业运营基础上提供具有风险调整之后的丰厚回报。”
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