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電網側儲能深度分析
日期:2019-06-21   [復制鏈接]
責任編輯:wangke_jq 打印收藏評論(0)[訂閱到郵箱]
編者按:儲能可以應用于電力市場“發-輸-配-用”各個環節,盡管目前除抽水蓄能 外,其余儲能形式基本處于規模化發展前期,但隨著可再生能源接入規模擴大, 電網現代化建設,以及我國電力市場化改革的推進,儲能行業前景值得關注。 綜合各市場機構預測,到 2025 年全球儲能市場的年銷售額有望超過 100 億美 元,以儲能工程計算,我國市場規模也有望在 2025 年突破千億。

1.1 用戶側儲能發展放緩,電網側規模化建設起步

用戶側儲能商業模式比較清晰,最先進入商業化發展。儲能系統典型應用 場景包括:用戶側(削峰填谷、需求側響應等)、電網側、可再生能源并網 (集中式配套、分布式微網等)、電力輔助服務等。用戶側儲能是最先進入商 業化發展的環節,主要原因在于峰谷電價差套利這一商業模式比較清晰,尤其 在東部沿海區域,較高的電價差使得部分項目已經初步具有經濟性(一般情況, 以系統造價 180 萬/MWh 為例,峰谷電價差大于 0.75 元時,用戶側儲能項目 整體投資收益率約 6-8%,0.9 元以上時,項目收益率約 10%)。

受項目經濟性影響,用戶側儲能發展放緩。2017 年用戶側儲能占新增裝 機比例達 59%,2018 年該比例降至 10%左右。用戶側儲能發展放緩的主要原 因在于峰谷價差套利模式相對單一,2018 年以來一般工商業電價下降使得峰 谷價差收窄,儲能項目經濟性下滑;此外,土地、融資、實際運營成本較高等 原因進一步壓縮了項目的盈利空間。

2018 年以來,電網側儲能項目迅速發展,帶動了電化學儲能項目規模增 長。根據 CNESA(中關村儲能產業技術聯盟)統計,2018 年新增投運(不包 含規劃、在建和正在調試的儲能項目)的電網側電化學儲能規模 206.8MW, 占 2018 年全國新增投運電化學儲能規模的 36%,是各類儲能應用之首。在電 網側儲能的帶動下,我國累計投運儲能項目 1018.5MW/2912.3MWh,電化學 儲能項目突破 GW/GWh 級別。

電網側儲能在 2018 年規模化發展的起步是由多重因素共同驅動:

政策上發布了全國層面促進儲能產業發展的指導性意見。2017 年 10 月 11 日,發改委能源局等聯合印發了《關于促進儲能產業與技術發展的指導意見》, 主要針對應用在電力系統中提供電力輔助、新能源配套等服務的儲能提出規劃, 計劃到 2020 年儲能要全面由研發試驗向商業化過渡;2025 年實現規模化發展。 此后江蘇、河南、廣東等地展開了百兆瓦級項目的建設。

電力系統中儲能應用必要性增加,電力系統中,儲能的應用涉及多個領域, 除常規的削峰填谷外,還可以配套可再生能源并網、配合火電機組調頻率以及 參與各類電力輔助服務。近年來,新能源接入規模擴大,中東部地區尖峰負荷 提升,電網運行環境日趨復雜,電網平衡與控制的壓力增長,對儲能電站的需 求明顯提升。

商業模式主要由電網兜底。目前電網側項目基本都采取經營租賃的模式, 即業主建立儲能電站后,通過容量或電量租賃,由電網公司支付租賃費用。租賃期限則不等,租賃期限結束后,該部分儲能資產移交給電網公司。這一模式 的核心是由電網兜底,可以保證投資方的收益率水平,部分條件較好的地區, 電網租賃費用較高,項目經濟性比較可觀。

鋰電池成本下降是規模化建設的重要基礎。受益于鋰電池產能的擴張和成 本的下降,電化學儲能應用進程加速,根據彭博財經的數據,從 2010 年到 2018 年,電池包的成本從 1000 美元/kWh 下降到了 200 美元/kWh 以下,降 幅超 80%,成本的下降是電化學儲能得以實現初步規模化發展的重要因素。

1.2 儲能大規模發展仍需商業模式探索、成本進一步下降

2019 年 5 月,發改委發布的《輸配電定價成本監審辦法》中,明確抽水 蓄能電站、電儲能設施不能納入輸配電成本。按照當前電網側儲能的商業模式, 電網如果能將儲能資產歸入輸配電資產進行折舊,則可完成投資回收的閉環。 一方面,儲能對電網的價值和資產利用率的提升是毋庸置疑的,儲能參與電網 調度,滿足電網調峰調頻需求也確實起到了輸配電資產的作用。但儲能資產的 界定、儲能服務的定價與電力市場化改革息息相關,如何納入輸配電價仍需更 加細致的機制和管理辦法。明確不能納入輸配電定價后,電網側儲能仍將主要 采取經營租賃模式展開。本次政策中也明確,租賃費可以包含在運行維護費用 當中。

從國外經驗來看,在促進電化學儲能規模化發展的過程中,政策刺激與市 場化機制都不可缺少。例如儲能發展較為迅速的加州電力市場,州政府明確出 臺了 AB2514 和 AB2868 法案,要求加州到 2020 年儲能的裝機容量達到 1. 8GW。同時基于比較成熟的電力市場體系,制定了詳細的調頻補償和抵扣機制,2013 年運行以來的情況來看,儲能項目參與調頻市場收益最好,而僅賺 取充放電價差、旋轉備用等都不能成為主要的收益來源。

成本方面,盡管鋰電池成本已經有了顯著下降,但出于經濟性考慮,仍不 具備競爭力。2018 年典型的磷酸鐵鋰集裝箱式儲能項目的系統中標單價在 1.9-2.3 元/Wh 之間,就電網側儲能項目來看,系統造價降至 1.5 元/Wh 以下, 可能是大規模進行應用的前提。2018 年儲能的系統造價中,電池成本占比約 60%,目前來看,電池是繼續降低成本潛力最大的環節。
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原標題:電網側儲能深度分析 
 
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來源:嘿嘿能源heypower 作者:招商銀行研究院
 
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