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#调研纪要#国家电投储能行业资深专家:我国储能的发展趋势、政策机制与商业模式

栏目:调研纪要 作者:ZML 时间:2022-08-15 12:57:28

【主题交流】Q1:储能的分类及异同?储能的作用是调节电力平衡:传统电力系统以火电、水电为主,可调可控,并不需要储能。新型电力系统中,风电光伏占比较大,需要储能来“搬运”电力。山东省光伏装机规模全国第一,正午光伏发电高峰期的电力消纳不了,傍晚光伏风电发电常不够用。传统电力系统可以依靠火电调节,但风电光伏出力存在不确定性,新型电力系统靠储能调节为主。储能的分类方式如下:(1)按照安装位置划分,储能可以安装在发电侧、电网侧和用户侧,发挥调节电力的作用,但是在电网的不同安装位置储能的电价和盈利模式不同。

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【主题交流】

Q1:储能的分类及异同?

储能的作用是调节电力平衡:传统电力系统以火电、水电为主,可调可控,并不需要储能。新型电力系统中,风电光伏占比较大,需要储能来“搬运”电力。山东省光伏装机规模全国第一,正午光伏发电高峰期的电力消纳不了,傍晚光伏风电发电常不够用。传统电力系统可以依靠火电调节,但风电光伏出力存在不确定性,新型电力系统靠储能调节为主。

储能的分类方式如下:

(1)按照安装位置划分,储能可以安装在发电侧、电网侧和用户侧,发挥调节电力的作用,但是在电网的不同安装位置储能的电价和盈利模式不同。1在发电侧,储能卖电的价格即为标杆电价,同时可以在发电侧参与电力系统调节,获取电力辅助服务费。2在电网侧,储能未来可能通过输配电价进行成本回收。目前输配电价的监审办法十分严格,储能尚未纳入输配电价进行成本疏导。但国家一直在研究合理的电价机制,如国家能源局最近发布的15个课题之一就是研究储能的哪些应用方式可以纳入输配电价。比如在城市中心地区,晚上用电多而白天用电少,但输电线路可能无法再增加,此时电网企业应用储能能够缓解供电紧张的局面,这种应用方式应当是可以纳入输配电价的。输配电价核准一般三年一周期,预计今年输配电价调整之后会给予电网企业投资储能的空间。3在用户侧,储能根据峰谷电价参与调节,利用峰谷价差获利。

(2)按照应用领域划分,有四种分类方式。1可再生能源并网的应用,比如发电侧新能源配置储能,满足并网要求。2辅助服务的应用,即为电力系统提供调频调峰等服务。3保障电网安全的应用,即可以纳入输配电价的应用方式,比如应急保供、紧急功率支撑的应用,用于保障电网安全。4用户盈利的应用,赚取峰谷价差、参与需求侧响应、实现少交容量电费等。

(3)按照市场地位划分,可以分为独立储能与配建储能。1独立储能是在电网中可以独立参与市场、独立调度、具有独立的关口计量、独立接受控制的电站,是电力市场中的独立主体,可以直接参与电力现货市场。

共享储能就是一种典型的独立储能。2配建储能,如火电机组配置用于调频的储能,不具有独立的市场身份。

三种分类方式下,储能将具有多重定位:电网替代性储能就是电网侧保障电网安全的储能。工商业储能就是用户侧为用户盈利的储能,也是一种配建储能。火储联调是发电侧参与辅助服务的储能,也是一种配建储能。


Q2:未来储能的发展趋势?

储能是响应新型电力系统需求的产物。新型电力系统的建设包括两方面,一是硬件,二是软件。

硬件:风电、光伏、储能,火电等。

软件:电力市场。通过市场规则设定,使风电、光伏、储能等实现盈利。在传统电力系统中,发电价格统一的情况下,储能无法通过峰谷价差等形式套利,配储能不具备经济效益。通过两种方式可改变,一是电力辅助服务市场,储能按照调度指令参与调峰、调频等辅助服务获取收益,是市场的初级阶段。二是电力现货市场,电力现货市场不存在标杆电价,由于新能源发电波动性及电力供需不平衡,电力将获得时间价值,储能电站在午间发电高峰时存储电量,晚间发电低谷时释放电量,参与市场从而获得收益。

市场发展是保证新型电力系统运行的软件部分,是必不可少的组成部分。作为新型电力市场的产物,储能的运行离不开市场环境,建立全国统一的电力市场是未来必然发展趋势。

新能源配储未来或将逐渐转变成共享储能模式(独立储能电站的一种商业模式)。通过建立大型独立储能电站,为新能源电站提供容量租赁服务,既解决了新能源电站侧配储初始投资加大问题又缓解了独立储能电站盈利不足问题。独立储能作为市场主体,独立参与现货市场赚取峰谷价差、容量电价,是较好的储能模式。

预计独立储能将成为未来的发展趋势。原因:一是国家政策趋势明显,二是独立储能较好调控,三是具有较好的盈利模式。

未来储能的发展变化:一是储能一定会参与市场;二是独立储能是未来发展趋势,火储调频空间不大,但独立储能市场较大;三是关注电网替代型储能,电网替代性储能可能是未来具有弹性的投资方向;四是目前中国峰谷价差不够大,工商业储收益不高,可以关注但仍需观察。总的来说,重点关注独立储能和电网替代性储能。


Q3:新能源配储的定价原则及未来变化趋势?

新能源配储并非服务于新能源,而是主要服务于电网,对电网发挥调节作用。以山东为例,山东省电力十四五规划对储能需求进行研究,提出了三个原则:一是保证消纳,新能源发电高峰期,电网具备足够的消纳能力,将弃风、弃光率控制在5%以内;二是保证供给,夏季高负荷时,保证山东省的电力供应;三是保证安全,东部省份从外省输入电量比例较高,山东约为15-18%,外电途径1000多公里输送到山东,由于外电功率较大,一旦发生故障将会导致电网崩溃。特高压单极闭锁会瞬时损失400万千瓦外受功率,因此山东电网常年有400万的火电机组在旋转备用。电化学储能响应速度较快,能够通过安稳装置迅速满发,在电网出现问题时可瞬间响应,可减少火电机组的旋转备用需求并且减少火电机组的损耗。

基于这三个原则,用中国电科院的软件对山东省的电网运行进行模拟计算,结果得到山东省到2025年缺乏调峰资源2093万千瓦,其中火电灵活性改造后可贡献350万调峰资源,外电入鲁(调整外受功率曲线)可贡献1125万调峰资源,燃气轮机贡献200万调峰资源,剩下的450万调峰资源需要新增储能提供。十四五期间山东风电光伏规划增量约4500万,450万除4500万得到10%配储比例。

由于外电入鲁外受电功率调整及火电灵活性改造可能不及预期,山东省电网实际执行时按照20%配储比例,时长将从2小时逐步延长,未来长时储能是发展趋势。


Q4:全国的配储需求?

以山东为例,目前新能源装机约6000万千瓦,十四五末期计划到9300万千瓦。山东装机、电量约为全国的8%-10%,山东保守估计新增储能450万,全国大概保守估计新增4500万。中关村储能联盟的研究结果是2026年保守估计全国4850万,乐观估计7950万,与我们上面的估计相近。

早期对山东的风光装机量按照保守估计,未按照9300万规划计算。如果正常估计,山东应当有600-700万千瓦储能,因此十四五末全国乐观估计有70GW储能。


Q5:全国储能价格机制、商业模式?

价格机制分为两种:电力现货市场、电力辅助服务+电力中长期市场(注:专家此处应指的是无现货市场时,采用中长期市场+调峰辅助服务市场)

电力现货市场,没有标杆电价,价格全天候波动。山东和山西有电力现货市场,价格波动非常大,山东现货价格春秋的中午连续2-4小时都是-0.08元,发电还需倒贴电网,因为很多火电企业不愿意日内启停机,启停机成本高,对设备寿命损伤大,火电企业不愿意脱网,所以都是负电价。傍晚光伏风电不发电,电力价格就会提升到0.7-0.8元,最高的时候1.3元,总体来说电力现货市场价格机制较复杂,每天价格不同,盈亏涉及到对第二天的价格预测。

辅助服务+中长期市场体制相对简单,靠电网总体调度,电价为标杆电价。电力辅助服务最早推行时,调度次数和电量不明确,因而推行困难。有些省份,比如山东、宁夏推行较好,因为定量又定价。以山东为例,电网调度一次补贴0.2元,一年保证调度1000小时。一个10万千瓦容量的电站,假设电网调用1000小时就是一亿度电,即可获得2000万收益;宁夏同理,充一度电0.5元,保证一年调用500次,一个10万千瓦容量的电站,即可得到2500万收益。可以计算到收益,所以大家更有意愿投资。有些省份,比如新疆,调度充电一度补贴0.55元,但并未明确一年调度几次,如果一次都不调用就会导致严重亏损,无法具体计算收益,所以推行不理想。陕西同理,充放电一度各补贴0.1元,但未规定一年调用次数,所以同样不理想。所以辅助服务的关键是要既定价也定量。

电力中长期市场是为了解决储能电站充放电过程中的反价差的。储能充电的时候视为用户,放电的时候视为电厂。用户电价较高,放电时发电的标杆电价较低,充放一次存在巨大反价差,导致亏损,如果考虑充放电损耗,损失更大。所以国家推行中长期市场,储能充电时按大用户直购电,免收过网费与基金附加,价格应略低于发电时的上网电价。目前国家的政策体系下,放电时只能按标杆电价上,充放电有损耗,上述政策只能减少部分亏损。商业模式与盈利模式按照刚才所说的电网侧、发电侧和用户侧三侧计算即可。如果按独立储能和配建储能来划分的话,独立储能目前在电力中长期市场与辅助服务下的盈利模式已经明确,在现货市场下如何盈利将会是一个关注的重点。如果是配建储能,则需要考虑其母体的盈利能力。比如火电机组配储调频,只是辅助火电机组盈利,需要详细计算。如果配合工厂做用户侧的削峰填谷,则需要计算各种模式下如何帮用户盈利,分析起来比较复杂。配合电网反而简单,电网侧储能完全纳入输配电价,电网稳赚不赔,只需要将价格均摊纳入输配电价即可,所以独立储能的商业模式更加清晰,而配建储能需要根据母体分情况计算盈利。


Q6:不同储能的盈利水平?

独立储能,独立储能现在价格较贵。如果单纯参与市场,经测算一个100MW/200MWh储能电站投资4亿多,八年寿命,一年大约需要5500万才能保证营利性。如果参与电力现货市场,最多一年盈利2500、2600万,所以才会要求新能源配建或租赁储能,将新能源的部分收益补贴给储能电站。如果走辅助服务盈利模式的话山东省辅助服务盈利2000万,宁夏2500万,参与市场只能赚40%左右的收益,剩下60%的收益还是需要依靠新能源实现。最好的方式是在存在大量风电光伏的情况下,配建一个独立储能,风电光伏能够并网同时补贴储能电站的成本,同时储能电站参与现货市场获得一部分盈利然后取得一个平衡。

用户侧储能需考虑峰谷价差,经济越发达的地区,人民生活水平越高,峰谷价差越大。北京、上海、江苏、浙江、广东等地有盈利空间,山东刚好处于盈亏平衡位置。GDP比山东低的地区峰谷价差都没有山东大,难实现盈利。


Q7:储能电站的核心技术是什么?哪些企业做的相对较好?

最核心的是对于电力市场能力的把握,目前储能电站在技术上并没有太大的问题。

我们将投资者分为三级:第一级是懂技术;第二级是懂电力市场,当一项政策出台后,会计算盈亏,懂电力营销与市场、现货、辅助服务等,能够判断相应政策出台之后是否可以盈利;第三级是具有影响政策、规划能力,比如我们作为山东省政府智库,会协助政府进行相应的测算、推动省内政策的出台,这一级能力需要了解发改委、能监办等的职能、电网公司各部门的职能与其作用。

一般而言,第一级能力不是问题,第二级能力需要一定的跨界综合能力,如掌握电力营销,第三级能力需要政府的支持。


【投资者提问】


Q1:国电投选铁铬液流电池这条技术路线的考量?

安全性能上,与锂电池相比,液流电池是最适合于电力系统的电池。安全,占地面积大,不易着火,在过去价格也最低。但是在我国掌握了锂电池技术与国家大力补贴下,锂电池的价格迅速下降。目前液流电池规模小、定制化特点下,价格较高。

造价与金属稀缺性上,液流电池中钒液流电池的性能最好,但是钒金属的稀有性、低含量使得价格高企。

因此国家电投选择关注铁铬液流电池,铁与铬均为常见金属,只要技术上迭代问题解决,铁铬电池发展前景依然较好。

虽然铁铬液流电池目前价格较高,但如果未来大规模推广,理论上能解决安全性、造价与金属稀缺的问题,因此国家电投选择这个赛道。


Q2:未来五年储能装机规划预测?

目前全国约为10.5GW新型储能。在“十四五”规划的五年中,2026年预计低目标会达到46GW,高目标是70GW左右,每年会有至少10GW新增装机。

铁铬液流电池具体占比难以预测,液流电池占比应不会很高,因为目前液流电池还未实现产业化,产量较低,价格较高。目前山东省示范项目采取了配一定比例的液流电池的方法促进其发展,未来具体占比不得而知,当下仍然是通过政府示范来支持液流电池的发展。


Q3:容量电价机制落地进展?

山东省电力现货市场是存在容量电价机制的。所有挂在山东电网的发电机组其实都为电网提供了容量备用,该机组就应获得容量电价。全省市场化用户每度电需缴纳0.0991元容量电价,这个电价形成一个资金池,按全省可用的电力发电装机根据容量进行分摊。比如3600亿的市场化电量,乘以0.0991元大约为360亿元的资金池,由全省的6070万千瓦火电+600万千瓦新能源(按实际装机的10%计算)+50万千瓦储能共同分,大约每年400元/kW。储能与火电相比,提供备用时间较短,火电能够提供24小时的备用,储能只能够提供2小时备用,因此储能的容量电价为火电的1/12。但是在其他省份,例如山西,容量电价还未落地,目前国家仍然在探讨如何落地容量电价。


Q4:独立储能电站的收益和辅助服务的收益能否同时获得?

现货收益与调峰辅助服务收益不能同时获得。现货启动之后,调峰辅助服务市场自动就停止了。在中长期市场+调峰辅助服务市场机制下,发电价格不随时间变化。但是到现货市场,发电的价格就不一样了,发电高峰的时候价格会低,发电少的时候价格会高。这会让发电企业通过市场化的手段决定是否参与调峰,不用专门调度,不会给深度调峰辅助服务费,调峰辅助服务市场相应的就自动取消了。


Q5:调频、黑启动、转动惯量这些辅助服务的市场的政策落地情况?

若想研究全国,就先看山东,因为山东走得比较靠前,能监办把现货下的辅助服务的规则都已经公布了。现货下的辅助服务规则删除了调峰,剩下的调频、黑启动和爬坡都在,储能可以参与,只不过现在在研究如何同时参与的问题。比方说调峰时,高买低卖,赚中间差,但是赚完之后是不是还有余力?调频是目前正在研究的一个内容,比方说如果电池充满,就不能调频,那可能就要求(调峰时)只能充到90%。储能根据电网的要求调频,可以上调下调、充放电,但最终如何操作,调度中心还在研究细则,还需要在运行中摸索经验。在现货下运行比较灵活,既可以参与调峰,又可以参与调频,自己留出可调节的电量空间就可以。但是如果在电力调峰辅助服务市场下,有规定参与调峰就不能参与调频。


Q6:关于新型储能多种技术路径的判断以及未来大规模应用的可能性?

国家储能行动计划,对储能的各种技术大约分为三类:

第一类是促进大规模成熟的商业化技术,例如锂电池技术。

第二类是处在商业化的初期,生产能力还不足,或者价格太贵,比如压缩空气和液流电池技术。能做锂电池的公司全有很多,差不多100多家,但是压缩空气储能的,全国只有中储国能、清华还有中能建(现在还在研究,不一定完全能做出来),能做液流电池的公司只有大连融科、北京普能、上海电气、潍坊液流这几家,规模化还不够。目前已经过产品化这个阶段,但是还没有大规模地推广来降成本。

第三类是探索类技术,即还没有形成商业化产品,只是刚出实验室,比如钠离子、铝离子电池、重力储能

未来发展是市场导向,市场需求在于谁的成本低,谁能率先冲过产业化,谁有前途。

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