?
 
作者:刘一鸣 来源:中国科学报 发布时间:2022/9/3 12:41:38
选择字号:
谁来为储能买单?

 

对于储能行业来说,一个最需要理清楚的问题就是——谁来为储能买单?由于市场规则和政策不同,为此买单的主体是不太一样的。

当前,国内的新型储能市场正处于爆发期,笔者将分别从储能项目的三大应用场景(发电侧、电网侧和用电侧)来逐一分析。

新型储能商业模式的核心

对于发电侧和电网侧储能,它们的商业模式虽有差别,但本质用途都是削峰填谷、调峰调频,保障电网稳定性,可被统称为“电表前”储能。至于具体是在发电侧还是在电网侧配置储能,主要是“谁来买单”的问题。

发电侧的储能装机,是当下市场爆发的源动力,主要来自于政策对风电、光伏电站的强制配储要求。各省的规定不尽相同,一般要求的配置比例在10%~20%,容量时长2小时以上。

这里的强制配储,用电力行业的话说就是强制具备“一次调频”的能力,一次调频不在补偿之内。光伏、风电等新能源本身,不像传统的火电和水电,是有转动惯量的,转动惯量可以带来整个电力系统的稳定。但光伏一照射就有电,没有了就没电,在这种情况下,需要人为构建一个转动惯量,就是强制配储的由来。

在发电侧配置储能,很长一段时间是成本项,相当于增加了光伏或风电站的建设成本。如今随着电池成本的下降,以及政策补贴,在发电侧配置储能已基本具备经济性。

而针对二次调频,需要拥有一个更细的补偿方式,建立一个市场机制,部分省市正在做一些试点。如果参与二次调频,相当于储能参与火电、水电等发电机组市场化竞争,谁中标取决于谁的价格低、谁的反应速度快,此时储能的优势就体现出来了,整体仍然是为电网的稳定性服务。

对于电网侧,由于国家发改委、国家能源局在2019年规定,抽水蓄能、电储能设施不计入输配电定价成本,也就是不计入上网电价,抑制了电网企业投资新型储能的动力,更多新增装机进入发电侧。

但在2021年,政策有所调整和完善。国家发改委、能源局下发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》释放信号,不仅透露将建立电网侧独立储能电站容量电价机制,同时也明确了下一步探索将电网替代性储能设施成本收益,纳入输配电价回收,这意味着电网侧储能成本未来有望得到疏导。

因此,新型储能商业模式的核心,在于建立良好的电力市场环境。针对“谁为储能买单”的问题,主要本着“谁提供、谁获利,谁受益、谁承担”的原则,比如一次调频、二次调频包括调峰等辅助服务,都是由发电企业、电力市场化、电力用户等共同分担,避免出现投资方与受益方的错配和成本转嫁。

“尖峰电价”让储能发挥作用

随着2021年风光等新能源发电占比明显提高,我国电力系统已经呈现出“双峰双高”(双峰:电网夏、冬季负荷高峰;双高:高比例可再生能源、高比例电力电子装备)、“双侧随机性”(风电、光伏发电具有波动性和间歇性,发电占比提升后,供电侧也将出现随机波动的特性,能源电力系统由传统的需求侧单侧随机,向双侧随机发展)特征,电网对调峰+调频的需求越来越迫切。

为刺激电化学储能参与电网侧调峰、调频服务,国家及各省密集出台相关政策,明确储能的独立主体身份+独立储能参与辅助服务市场的补偿标准,从而确定了电网侧独立储能的商业模式可行性及经济性。

独立储能电站放电时相当于发电主体,充电时相当于购电主体。据天风证券测算,如果同时参与调峰+调频市场,独立储能电站的全生命周期IRR可上升至18.61%。

对于用电侧,不像海外属于电力市场化交易,电价高昂,国内由于电价低廉,户用储能市场空间还不太大,处于市场早期。目前的商业模式主要是工商业通过峰谷价差机制获得收益。

中国工商业用户的用电量占总用电量的70%。比如水泥厂的成本结构中,电费占了70%~80%,一家10万吨产能的水泥厂,年度电费一般在2亿左右,电解铝也是类似的情况。

在巨大的电力消耗面前,电价的峰谷差价就非常可观。国家发改委在7月的新规中要求,调高峰谷差价的比例(4:1),也就是说比如最高的时候电价0.8元,那对应最低就只有0.2元,峰谷差价就超过0.6元了。

另外,部分省份还在推广“尖峰电价”机制,它的价差比原先的峰谷电价还要高。例如在江苏省,有两个低谷阶段、两个高峰阶段,中间还有一小段尖峰阶段,尖峰电价可能是你低谷用电的5倍价格以上。

这种情况下,储能的作用就发挥出来了,相当于把低谷电价和尖峰电价起到了时移作用,用电量越大越明显。如果按照10万吨级的水泥厂来测算,电价差价在0.65元左右,基本上4~5年储能的收益就非常明显。

据东方证券分析,对于一般工商业来说,“两充两放”是套利场景下的运行策略,一般储能配置时长约3小时。不同地区的峰谷时段差异较大,一般情况下划分为5-6个时段,其中2个高峰,2~3个平段,1个低谷。高峰一般持续时长约2-3小时,2个高峰间夹杂一个2-3小时的平段。运行策略中一充一放在低谷高峰,另一个一充一放在平段高峰。

随着中国电气化率越来越高,负荷的峰谷差也越来越大。例如浙江在2020年最大峰谷差达33140MW,最大峰谷差率超50%。而在未来,随着电动车的渗透率越来越高,电动车充电高峰期与电网用电高峰期吻合,也需要通过峰谷价差来引导负荷的时移。

为创业企业带来利好

如今,随着光伏、风电发电量占比越来越高,系统性布局储能的紧迫性也越来越强。从动力电池到储能电池,中国电化学储能已进入规模化发展阶段。

但要想实现高速增长的目标,还需要厘清利益分配、成本疏导等市场化机制,打通发电侧、电网侧、用电侧储能的商业模式。

结合海外户用储能和国内源网侧配储的强烈需求,新型储能正掀起新一轮发展热潮。国内电化学储能电池2021年出货量较2020年增长超4倍,而全球新增储能规模也同比增长了117%。这将极大利好电池、变流器(PCS)、电池管理系统(BMS)等创业企业,有望诞生全球级的新兴公司。

(作者系经纬创投商业研究分析师)

 
版权声明:凡本网注明“来源:中国科学报、科学网、科学新闻杂志”的所有作品,网站转载,请在正文上方注明来源和作者,且不得对内容作实质性改动;微信公众号、头条号等新媒体平台,转载请联系授权。邮箱:shouquan@stimes.cn。
 
 打印  发E-mail给:      
 
相关新闻 相关论文
?
图片新闻
百兆瓦先进压缩空气储能电站并网发电 在离太阳更近的地方
全球最大液流“电力银行”10月上线 我国成功实施问天实验舱转位
>>更多
 
一周新闻排行
 
编辑部推荐博文