当前位置收米体育篮球直播 / 行业资讯 / 行业资讯

行业资讯

储能是新能源必须翻越的山丘

时间:2020-10-16    来源:能源杂志    点击次数:0     字体:【大】 【中】 【小】    打印本页
      新能源配储能的症结在于技术是否安全无虞,成本是否能快速下降,商业模式如何构建,如何严控储能投资边界。
文 | 王秀强
      储能是能源产业版图的要塞,也是当前最为薄弱的一环。储能兴,新能源电力系统繁荣可期。
      新能源具有天然的波动属性,新能源配套储能虽不能改变新能源的基因,可以改良新能源的功率输出秉性。从经济学的维度讲,新能源投资储能也是为给电力系统带来的负外部性买单。症结在于储能投资如何收回,储能技术是否安全无虞,储能成本是否能快速下降,新能源企业如何创新产业形态、构建新的商业模式,如何界定储能投资的边界。
      国内新能源规模化发展近15年以来,财政补贴、国家规划等政策红利是行业发展的主要驱动力,另一方面电网系统、火电企业、终端消费者亦为新能源发展做出利益让步。新能源从发展之日起即含着金汤匙,平价新生态下则需要不断翻越一个又一个新山丘。
储能商业模式探路
      从现有的商业模式看,新能源配储能项目价值创造的路径包括:(1)参与调峰、调频等辅助服务,获得辅助服务补偿,(2)减少弃风、弃光电量,增加电费收入,(3)减少电网费用考核,(4)参与电力市场交易获得电价收益,(5)其他。
      按照上述盈利模式的确定性排序,辅助服务收益>弃风弃光电量收益>减少电网费用考核>其他。
      其中,新能源配储能参与电力系统辅助服务是收益最为确定的模式。当前,已有16个省区发布了调峰辅助服务补偿机制,储能电站可以为电力系统运行提供调频、调峰、调压、备用、黑启动等辅助服务,并获得相应补偿收益,补偿收益在0.5元/千瓦时。
      2019年6月,国家能源局西北监管局发布《青海电力辅助服务市场运营规则(试行)》,明确在电网需要调峰资源的情况下,储能调峰价格暂定0.7元/千瓦时,优先消纳风电、太阳能发电。2020年5月26日,新疆发改委印发《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》,对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施所充电的电量进行补偿,补偿标准为0.55元/千瓦时。
      从储能电站的应用看,青海共享储能项目鲁能海西50MW/100MWh储能电站是一个样本,该项目2019年6月18日正式试运行,至2020年7月,累计充电电量2815万千瓦时,获得调峰费用1564万元,单价0.56元/千瓦时。
      按照储能电池全生命周期充放电次数至少6000次匡算,储能电站需要与电网公司协调,保证每天至少两次满充满放。
      但在实际运行过程中,存在新能源储能调度权被电网公司管理,无法与新能源电站联合调度的状况、新能源开发商无法获得辅助服务收入,产生收益不稳定隐忧。
      新能源配储能的另一商业模式,是通过储能减少弃风电量,在非限电时段放电,或者就地消纳。这种模式适用于上网电价较高、弃风弃光率高的区域,随着新能源平价上网进程加速,依靠弃电获得投资收益的难度越来越大。
      电网考核费用的减少是储能的新价值体现。目前,根据电网企业“两个细则”(《发电厂并网运行管理实施细则》、《并网发电厂辅助服务管理实施细则》)要求,新增对风电场、光伏电站一次调频、虚拟惯量响应功能考核标准。新能源通过配置储能,可以相应减少电网考核费用。
      除此,新能源配储能可以通过电力市场交易获得电价收益,但此种模式下电价波动、电量需求大,项目收益不确定性也增加。此外,新能源储能电站可以探索与用户服务、充电桩、绿证交易等模式融合,向下游应用端延伸。
      但是,需要注意的是储能系统在同一运行时刻,商业模式只能取其一,二者不能兼得。故此,项目投资经济测算需要兼顾不同运行模式,项目现金流流入需要根据不同场景进行测算。
严控储能投资经济性边界
      在现有的商业模式下,新能源配储能的经济性对投资成本的敏感程度更高。储能项目的成本高低取决于两个方面,一是新能源储能配比,二是储能工程系统造价。对于能源基础设施而言,项目投资回收周期在七年之内,则具有较好投资价值,可以满足8%左右的项目内部收益要求。
      对于新能源配储能的合理比例,中国电建西北勘测设计研究院认为,从经济角度考虑,为平抑新能源出力的短时波动,储能容量可按新能源装机规模10%,储能时长可按0.5h~1.0h设计。
      目前,从各地对新能源储能项目的要求看,储能配比在10%-20%之间,储能时长为1小时~2小时,高比例储能配比加大了投资回收的压力。
      从储能成本构成看,储能电站主要有三部分构成,储能电池系统、储能功率变换(PCS)及升压系统。其中,储能电池投资占比最高,在60%左右。储能系统成本已经从年初2元/wh,下降至当前的1.5-1.6元/wh。储能成本下降的重心仍在储能电池,降低储能电池成本则需要在电芯低衰减、长寿命(1万次以上)、高存储效率(>98%)等技术维度进行攻关,同时减少项目用地成本和运维成本。
      按照成本下降的学习曲线,理想的储能成本下降路线是,到2025年电池系统成本降至当前的50%,储能规模翻倍,储能系统成本下降至0.8元/wh左右。在技术进步的驱动下,成本下降的斜率或许会加速。
      规模化是推进成本下降的重要渠道。国家电网综合能源服务集团已经与宁德时代成立合资公司——国网时代储能发展有限公司,目的是推进GW别储能电站的建设。根据媒体披露,国家电网将在青海、新疆、河南三省建设合计1GW/4GWh的电化学储能电站,青海、新疆、河南分别建设0.3GW/1.2GWh、0.3GW/1.2GWh、0.4GW/1.6GWh;同时在山西等地筹建GW别单个储能项目。大规模储能电站的推进,预计将有效降低储能成本水平。