储能能力的应用及储能行当发展,客户侧储能还需经历哪些考验

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随着电力体制改革的推进,用户侧也显示出了更多可能性。微电网、增量配电网、用户主动参与辅助服务都将给储能带来机会。用户侧储能何时迎来爆发?即将举行的储能国际峰会暨展览会2018特设“用户侧储能商业化之路”主题论坛,邀请电网公司、储能企业、专家学者共同探讨用户侧储能的商业模式、政策环境,分享项目开发与运营案例。

中国储能市场一直处于“外热内冷”的状态,盈利模式也始终未能清晰与稳定。2018年,在电网侧储能大规模爆发的带动下,储能市场呈现转机。目前这个阶段非常关键,在可再生能源没有出现“阶跃式”发展之前以及电力市场化改革刚起步的阶段,未来1-2年储能的发展路径对市场格局重塑发挥着至关重要的作用。

根据CNESA数据库统计,2017年中国新增投运电化学储能项目121MW。按应用场景,主要分布在集中式可再生能源并网、辅助服务和用户侧等领域。其中,用户侧领域的功率规模最大,超过70MW。

一、产生背景

节省用电成本的方法有很多种,选择用户侧储能的企业正在不断增多。但用户侧储能,不仅仅是节约电费。利用峰谷电价差在谷时充电峰时放电,只是用户侧储能的“常规动作”。除此之外,储能系统还可以帮助用户降低停电风险、提高电能质量、降低容量电费、参与需求侧响应等,从而发挥多重价值。

推动储能发展是实现能源绿色发展的内在逻辑。

2017年国家发改委、国家能源局批准28个新能源微网示范项目,其中规划新增电储能装机超过150MW。而国内首个“增量配电网+储能”项目也已经在江苏省诞生。根据辅助服务领域的改革方向,未来用户也将成为这一领域市场参与主体,储能在调峰等品种上大有用武之地。

落实绿色发展理念,加强生态文明建设,确保实现2020年、2030年非化石能源消费占一次能源比重15%、20%的战略目标,化石能源进入全面存量替代的阶段;到2050年时,在一次能源消费中的比重达到60%,在电力消费中的比重达到80%,成为能源供应的主体力量,确保我国在此之前全面完成能源转型。实现这一宏伟目标,就必须大力发展风电、光伏产业。

目前用户侧储能收益主要来自于峰谷电价差套利,因为大多数项目分布在峰谷电价差较大的江苏、北京等省市。电池以锂电池和铅炭电池为主,投资回收期在5-8年不等。尽管商业模式简单明了,但投资回收期仍然较长。

截至2017年底,我国风电装机新增15 GW,累计达到164GW,光伏发电新增装机53
GW,总规模达到130 GW,无论是增速还是总量继续稳居世界第一。

在技术上,如何提高电池循环寿命从而降低储能系统成本,增加项目收益,这将是用户侧储能面临的最重要挑战。不同类型的电池在用户侧储能中的优劣势如何,未来成本降低的潜力有多大,用户将结合自身需求做出不同决策。

但由于风电、光伏本身的不稳定以及消纳难等原因,弃风、弃光始终没有很好的解决,居高不下的弃风、弃光率成为行业发展绕不开的难题,成为当下制约光伏、风电取得进一步发展的首要因素。而要从根本上解决弃风弃光问题,储能是必不可少的一项技术,为有望彻底解决弃风弃光问题提供了可能。

在政策上,峰谷电价差未来是否能够扩大?在5-8年的投资回收周期中,电力价格的变化将对储能项目的收益产生重大影响。目前,电力现货市场试点正在推进之中,广东、浙江等省已经开始了对规则的讨论。对于储能来说,一个价格波动更大的电力市场可谓风险中孕育着希望。

当光伏电站、风电站配备了储能系统,不仅可以对暂时无法消纳的电力进行储存,避免弃光弃风,还可以保障天气变化时电站的正常供电。国家发改委、国家能源局五部委在促进储能技术与产业发展的指导意见中指出,储能能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平,支撑分布式电力及微网,是推动主体能源由化石能源向可再生能源更替的关键技术。

电网企业开始重视用户侧储能的价值。江苏省电力公司已在2017年出台了《客户侧储能系统并网管理规定》,规范储能系统并网的流程与手续。售电公司也开始跃跃欲试。华润电力与南都电源2018年2月签订了战略合作协议,双方将在储能等综合能源服务、购售电业务与服务等领域深入合作。

二、储能的概念

从广义上讲,储能即能量存储,是指通过一种介质或者设备,把一种能量形式用同一种或者转换成另一种能量形式存储起来,基于未来应用需要以特定能量形式释放出来的循环过程。储能技术按照储存介质进行分类,可以分为机械类储能、电气类储能、电化学类储能、热储能和化学类储能。

储能技术的关注点往往包括:能量密度 、功率密度、充放电效率、设备寿命
或充放电次数、技术成熟度、经济因素
(投资成本、运行和维护费用)、安全和环境方面等。

当前成熟度和优越性最高的要属抽水蓄能,使用功率大、放电时间长、平准化成本低廉的特点使其在发电侧占据优势。不过,抽蓄电站限制也很明显:厂址的选择依赖地理条件(特别是需要上下水库)、与负荷中心通常较远、耗资大且工期漫长。

因此从发展前景考虑,电化学储能技术在适用性、效率、寿命、充放电、重量和便携式方面更具优势。近几年的发展势头已然证明了这一点。

三、电化学储能技术的发展及应用

电化学储能技术的发展

我国电化学储能项目的年增长率达到45%,超过全球增速。

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储能电池成本

从各场景的运用而言,国内电化学储能几乎全部采用锂离子电池和铅蓄电池。目前新增分布式发电中选择铅蓄电池储能较多,锂离子电池则垄断辅助服务市场。由于锂电池具有能量密度高、功率密度大以及体积/重量小、环境友好等优势,新增装机基本采用了锂电池技术,技术路线已基本成型。

狭义的储能电池成本仅包括一次成本,广义的储能电池成本还包括二次成本和三次成本。

其中,一次成本包括电池的材料成本和生产制造成本。在材料成本下降空间有限的情况下,通过电池结构技术的颠覆设计,简化电池生产工艺,降低制造成本和人力成本,将会是新型储能电池重要的降成本方向。

二次成本与电池使用寿命息息相关。需要结合材料技术和结构技术,发展新型修复再生技术,提升电池使用寿命,降低容量型电池的度电成本和功率型电池的频次成本。

三次成本主要指电池的回收成本。目前储能电池的回收再生环节若要做到完全符合环保标准的要求,成本还是非常高的,需要有创新的回收再生思路,降低电池的三次成本。

储能电池技术成本降低可以分为以下四个目标阶段。当前目标:开发非调峰功能的储能电池技术和市场,例如调频储能电池和移动储能电池;短期(5-10年)目标:低于峰谷电价差的度电成本;中期(10-20年)目标:低于火电调峰和调度的成本;长期(20-30年)目标:低于同时期风光发电的度电成本。

电池储能辅助AGC调频会先于调峰储能发展起来。未来只有当储能电池应用成本低于火电调峰成本后,储能电池系统才可能作为重要补充得以规模发展,并纳入到电网的调峰调度系统。

电化学储能的运用方向和场景

电化学储能技术运用比较活跃的领域包括用户侧、输电侧和发电测三大板块。

用户侧分布式能源应用

2017年10月31日,国家发改委、国家能源局联合发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》(发改能源〔2017〕1901号),鼓励分布式电源“隔墙售电”、就近交易。由于目前试点对分布式电源考核不严,签订的电力交易合同仅为年度电量交易合同,电力电量平衡由配网运营企业负责,因此分布式电源没有配套建设储能的动力。但是一旦交易规则改变,电网不负责兜底,且需要考核分布式发电的交易电量时,那么储能在分布式能源侧的价值将会显现。

用户侧微电网应用

2017年7月,国家发改委、国家能源局印发了《推进并网型微电网建设试行办法》的通知(发改能源〔2017〕1339号),《办法》的出台,解决了大家对微电网定义方面、以及微电网建设运行过程中存在的争议,理清了微电网发展思路,对并网型微电网发展具有划时代的里程碑意义,将大大促进微电网的建设投资。储能作为微电网必不可少的部分,可以在微电网失去电源的时候为重要负荷持续供电、维持微电网电力供需平衡、作为黑启动电源帮助微电网快速自愈,以显著提高微电网的自治性。

同时,储能也能提供调峰等辅助服务、开展需求侧响应,以显著提高微电网的友好性;另外,在今后微电网必须全电量参与电力市场时,储能还可以减少微电网弃风弃光现象。储能在微电网中的作用至关重要,在微电网不同运行情况下需要担负起不同的使命,但是在目前政策条件下,此种场景中储能的经济价值还难以定量的衡量。

用电负荷调峰

用电负荷调峰是指储能以低谷用电和平峰高峰放电的方式,利用峰谷电价差、市场交易价差获得收益或减少用户电费支出,同时达到平抑用户自身用电负荷差和缩小电网峰谷差的目的。由于储能在用户侧应用的政策存在缺失,通过峰谷价差套利,便成为了目前我国储能产业仅有的“讲的清、算的明”的商业模式,且也是用户侧储能各类应用直接或间接的盈利模式。

对于此种场景,适合于峰谷电价差较高,至少达到0.75元/KWh以上,且用户负荷曲线较好,负荷搭配储能能够较好完成日内电量平衡的企业用户。但大部分地区的峰谷电价差较低,储能的投资回收期较长。

用户节能效益

目前我国工业用户大多执行两部制电价,储能可以通过充放电调节用户用电曲线,合理地控制好用户每月最大需量,为企业降低需量电费。此种场景,储能调节用户用电曲线,其实质也是通过调峰的过程完成,因此在计算收益的时候,需要和用户侧调峰收益统筹考虑。

用户需求响应

用户需求响应是指采取有效的激励措施,引导用户进行负荷管理,以使电力需求在不同时间段上得到合理分配,从而提高电力系统的使用效率和可靠性。从目前我国电力需求侧管理试点情况来看,一年当中,电力系统需要用户进行需求侧管理的时段较少,因此需求侧管理暂不能成为用户侧储能的主要商业模式。

储能电池系统可以改善配电质量和可靠性。当配网出现故障时,可以作为备用电源持续为用户供电;在改善电能质量方面,作为系统可控电源对配电网的电能质量进行治理,消除电压暂降、谐波等问题,同时降低主干网络扩容投入,节约扩容资金。

可再生能源电站的配套服务

在我国风电、光伏装机规模较大但同时弃风、弃光率也居高不下的“三北”地区,储能作为新能源发电的配套应用具有一定潜力。储能应用于这一领域的主要作用是平滑出力、跟踪计划出力。

由于储能成本较高,即便考虑投资储能后能够减少弃风弃光电量,但其投资回报率仍然较低,电站方主动投资配套储能的动力不强。此场景下,储能收益来源于新能源电站减少弃电所带来的收入,对于早期投运并网、上网电价较高且存在弃电的部分新能源项目有一定吸引力。

除此之外,如果未来我国辅助服务市场机制加大了可再生能源电站的考核力度,可再生能源电站配套储能的意愿将更强烈。

调频辅助服务

调频是电力辅助服务的主要内容之一,储能系统可通过参与调频辅助服务,对电网起到支撑作用。目前,电力辅助服务领域具备实际操作价值的管理规定多为各区域能监局制定的《两个细则》。

储能参与调频辅助服务,大多只能以与火电机组联合参与的形式进行,商业模式基本采用合同能源管理,由电厂和储能企业合作,电厂提供场地、储能接入以及储能参与调频市场的资格,由储能企业做投资、设计、建设、运营、维护,增量调频收益双方共享。

华北电网的《两个细则》中,机组的调频性能对调频补偿收益具备放大效应,由于储能系统响应速度快、控制精度高、调节性能好,“火电机组+储能”联合调频在华北地区具备一定的经济效益。

值得强调的是,储能参与调频的收益受政策波动影响较大,例如山西省《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》(晋监能市场〔2017〕156号)的印发使得山西省成为储能设备厂商的必争之地,但随着2017年底山西省储能调频政策的变化,缩小了调频服务报价范围,致使储能的调频收益大大缩水。

有偿调峰辅助服务

我国“三北”地区新能源消纳难,电源调峰能力不足是主要原因之一,储能系统参与电力有偿调峰辅助服务有助于弥补电源调峰能力不足的短板。

目前,甘肃省、新疆省、山东省均出台了电力辅助服务相关政策,且侧重于调峰辅助服务市场的建设。储能用户可以与火电、风电或光伏电站联合调峰,或作为独立市场主体为电力系统提供调峰服务。参与调峰的储能用户可在调峰辅助服务平台通过集中竞价进行辅助服务交易,调峰补偿费用由火电厂、风电场、光伏电站、水电厂按政策要求进行分摊。

另外,2018年1月,南方监管局发布的《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则》指出,地市级及以上电力调度机构直接调度的并与电力调度机构签订并网调度协议的容量为2MW/0.5小时及以上的储能电站,根据电力调度机构指令进入充电状态的,按其提供充电调峰服务统计,对充电电量进行补偿,具体补偿标准为0.05万元/兆瓦时。

该《细则》从身份上给予了储能电站和传统电厂同等的辅助服务市场地位,并明确了储能电站的补偿标准和考核约束条件,可以预见,《细则》的出台将大大提升南方电网区域内储能参与调峰辅助服务的经济性,进而推动储能商业化应用的进程。

在暂没有建立电力辅助服务市场的地区,由于辅助服务提供方的收益多仅来自于机组增发/少发带来的电量收益,调峰成本无法疏导,因此储能在这些地区参与辅助服务经济性不佳。

四、2018年度全国电力供需状况

全社会用电量实现较快增长、电力消费结构继续优化

根据中电联快报,2018年,全国全社会用电量6.84万亿千瓦时,同比增长8.5%、同比提高1.9个百分点,为2012年以来最高增速;各季度同比分别增长9.8%、9.0%、8.0%和7.3%,增速逐季回落,但总体处于较高水平。全国人均用电量4956千瓦时,人均生活用电量701千瓦时。主要特点有:

1.第二产业及其制造业用电量增长较快,高技术及装备制造业用电领涨。

2.第三产业用电量继续快速增长。

3.城乡居民生活用电量快速增长。

4.畜牧业和渔业带动第一产业用电量快速增长。

5.电力消费结构持续优化。第二产业用电量占全社会用电量的比重为69.0%、比上年降低0.8个百分点。

其中,四大高载能行业用电量比重比上年降低0.6个百分点;高技术及装备制造业用电量比重提高0.1个百分点。第三产业、城乡居民生活用电量比重分别提高0.6和0.2个百分点,第一产业用电量比重为1.1%,与上年持平。

6.中西部地区大部分省份增速相对较高。东、中、西和东北地区全社会用电量同比分别增长6.9%、9.6%、10.9%和6.9%,比上年分别提高1.7、2.3、1.8和2.3个百分点;用电量占全国比重分别为48.3%、19.0%、26.9%、5.8%。

其中中部、西部同比分别提高0.3和0.2个百分点,东部、东北地区分别下降0.3和0.2个百分点。全国31个省份用电量均实现正增长;除福建、山东外,其余13个用电量增速高于全国平均水平的省份均属于中、西部地区。

银河国际点击登录,电力生产延续绿色低碳发展趋势,高质量发展成效初步显现

截至2018年底,全国全口径发电装机容量19.0亿千瓦、同比增长6.5%。其中,非化石能源发电装机容量7.7亿千瓦,占总装机容量的比重为40.8%、比上年提高2.0个百分点。分类型看,水电装机3.5亿千瓦、火电11.4亿千瓦、核电4466万千瓦、并网风电1.8亿千瓦、并网太阳能发电1.7亿千瓦。

火电装机中,煤电10.1亿千瓦、占总装机容量的比重为53.0%,比上年降低2.2个百分点;气电8330万千瓦,同比增长10.0%。全国发电装机及其水电、火电、风电、太阳能发电装机规模均居世界首位。电力供应主要特点有:

1.发电装机绿色转型持续推进。全国新增发电装机容量1.2亿千瓦、同比减少605万千瓦。

其中,新增非化石能源发电装机占新增总装机的73.0%。“531光伏新政”出台后,光伏发电增速放缓,全年新增太阳能发电装机容量比上年下降16.2%;国家加快推进和实施光伏扶贫政策,西部地区新增太阳能发电比重同比提高7.8个百分点。

东、中部地区新增风电装机占比为64.2%、太阳能发电装机占比为72.2%。全国新增煤电2903万千瓦、同比少投产601万千瓦,为2004年以来的最低水平。

2.非化石能源发电量快速增长。全国全口径发电量6.99万亿千瓦时,同比增长8.4%。

其中,非化石能源发电量2.16万亿千瓦时、同比增长11.1%,占总发电量的比重为30.9%、比上年提高0.6个百分点。水电发电量1.23万亿千瓦时、同比增长3.2%,火电发电量4.92万亿千瓦时、同比增长7.3%。全国并网太阳能发电、风电、核电发电量分别为1775、3660、2944亿千瓦时,同比分别增长50.8%、20.2%、18.6%。

新能源发电已成为内蒙古、新疆、河北、山东、宁夏、山西、江苏、黑龙江、安徽、吉林等14个省份第二大发电类型。

3.各类型发电设备利用小时均同比提高。2018年,全国发电设备平均利用小时为3862小时,同比提高73小时。

其中,水电3613小时,提高16小时;火电4361小时,提高143小时;核电7184小时,提高95小时;并网风电2095小时,为2013年以来新高,比上年提高146小时;并网太阳能发电1212小时,提高7小时。

4.弃风弃光问题继续得到改善。各级政府和电力企业等多方共同努力,多措并举推进清洁能源消纳。2018年,全国弃风电量277亿千瓦时,平均弃风率7%,同比下降5个百分点;全国弃光电量54.9亿千瓦时,平均弃光率3%,同比下降2.8个百分点。华北、西北、东北地区风电设备利用小时分别比上年提高102、215和236小时,西北、东北地区太阳能发电设备利用小时分别提高66和65小时。

5.110千伏及以下电网投资比重提高。

6.跨区跨省送电量快速增长。

7.电力燃料供需总体平衡,地区性时段性偏紧,煤电企业经营仍比较困难。国内煤电企业采购成本居高不下。2018年全年全国火电企业亏损面仍近50%。

全国电力供需总体平衡,部分地区出现错峰限电

2018年,用电增速回升,电网峰谷差加大,全国电力供需形势从前几年的总体宽松转为总体平衡。其中,华北、华东、华中、南方区域电力供需总体平衡,部分省份局部性、阶段性电力供应偏紧;东北和西北区域电力供应能力富余。

五、2019年全国电力供需形势预测

全社会用电量增速较2018年回落

当前经济运行稳中有变、变中有忧,外部环境复杂严峻,经济面临下行压力,用电量增长不确定性增大。综合考虑国际国内形势、产业运行和地方发展等,以及2018年高基数影响,预计2019年全社会用电量增速将平稳回落,在平水年、没有大范围极端气温影响的情况下,预计全年全社会用电量增长5.5%左右。

年底总装机容量约20亿千瓦,非化石能源装机比重进一步提高

预计2019年全国基建新增发电装机容量1.1亿千瓦左右。其中,新增非化石能源发电装机6200万千瓦左右;预计2019年底全国发电装机容量约20亿千瓦、同比增长5.5%左右。其中,水电3.6亿千瓦、并网风电2.1亿千瓦、并网太阳能发电2.0亿千瓦、核电5000万千瓦、生物质发电2100万千瓦左右。非化石能源发电装机容量合计8.4亿千瓦左右,占总装机容量的比重为41.8%左右,比上年底提高1个百分点。

全国电力供需总体平衡,局部地区部分时段电力供需偏紧

2019年,新能源发电装机将持续增加;第三产业和居民生活用电比重持续提高,拉大系统峰谷差,时段性系统调峰能力不足;电煤价格高位运行,发电用煤维持地区性季节性供需偏紧格局。

在多重因素叠加、交互影响下,预计全年全国电力供需总体平衡,局部地区高峰时段电力供需偏紧。其中,华北、华中区域局部性时段性电力供需偏紧;华东区域电力供需总体平衡;南方区域电力供需总体平衡,枯水期广西、贵州偏紧,汛期云南清洁能源消纳压力较大;东北、西北区域预计电力供应能力富余。预计2019年全国火电设备利用小时4400小时左右。

六、2018年的储能行业状况

国内和国际市场发展提速

2018年,电网侧储能应用规模出乎意料的爆发。据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟(CNESA)全球储能项目库的不完全统计,2018年中国累计投运储能项目规模为1018.5MW/2912.3MWh,是去年累计总规模的2.6倍。截至2018年底,全球累计投运电化学储能装机规模达到4868.3MW/10739.2MWh,功率规模同比增长65%,发展提速。

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电网侧储能项目激增

根据CNESA储能项目数据库的统计,2018年新增投运(不包含规划、在建和正在调试的储能项目)的电网侧储能规模206.8MW,占2018年全国新增投运规模的36%,占各类储能应用之首。

电网侧储能规模的爆发是偶然,也是必然。江苏率先发布百兆瓦级储能项目招标的起因固然是火电机组退役、夏季高峰用电以及高层推动等多个偶然因素碰撞的结果,但电网公司的兴趣被全面激发则存在必然性。

从2011年张北风光储输示范项目开始,电网公司从未停止对储能技术路线、应用场景以及模式的探索。如同多年前一位电网专家预言的那样“当储能系统成本低于1500元/kWh时,就会迎来储能在电网中的大规模应用”,在动力电池扩产能导致电芯成本大幅下降的大背景下,这样的拐点已经到来。

2018年,江苏、河南、湖南、甘肃以及浙江等省网公司都相继发布了百MW级储能项目的采购需求(如表1所示);在中关村储能联盟去年11月在南京召开的电网侧储能项目大会上,有多家的省网公司向联盟表达对建设电网侧储能的意愿,根据联盟的初步统计,近期规划/在建的电网侧储能总规模已经超过1407.3GWh。而随着国家电网总经理寇伟的上任和国网1号文的发布,电网侧储能的发展有了进一步的方向性指导,预计未来1-2年电网侧储能还将迎来跨越式的发展。

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火储调频市场竞争加剧

作为最早出现商业模式的市场,全球范围内调频辅助服务领域的储能应用进展不大,已开发市场的“天花板”效应已经显现。国内储能应用于调频辅助服务领域“机遇”与“挑战”并存。

从“机遇”来看,在电改的大背景下,东北、福建、甘肃、新疆、山西、宁厦、京津唐、广东、安徽、河南、华北、华东、西北等地区都相继出台了辅助服务市场相关文件,鼓励发电企业、售电企业、电力用户、独立辅助服务提供商等投资建设电储能设施参与调峰调频辅助服务。

从实际效果来看,除了为业内熟知的山西“按调频里程和调频性能补偿机制”对储能的推动作用显著外,广东省也在新设计的调频市场规则中,合理地借鉴了华北调频补偿机制以及美国PJM的市场规则,即放弃原有依电量结算的方式,采用按照调节里程加调节性能计算补偿的方式,极大地促进了储能进入广东调频市场。从2017年年底模拟运行阶段的调频市场规则颁布后,广东省内发电企业已经签订了6个火储联合调频项目合同。

从“挑战”来看,一方面、政策的推动带动了国内众多企业进入储能调频市场,除睿能、科陆等企业外,欣旺达、北控、智中、海博思创、万克、华泰慧能、道威储能和智光电气等储能系统集成商和项目开发商也在积极部署调频储能市场。众多的竞争者在有“天花板”的市场中,无疑会导致市场竞争异常惨烈。2018年,储能运营商和业主单位的分成比例不断下降,从“8:2”跌至“5:5”,在有限的盈利空间中,价格战愈演愈烈。

另一方面,尽管公布的“火储”项目不少,但真正投运的却屈指可数,消防安全标准的缺失,也是横在所有储能调频项目面前的一道“鸿沟”。

最后,在向“辅助服务市场”过渡的过程中,竞价模式下初期市场价格竞争激烈,调频补偿价格不断下降,储能调频项目的投资风险日趋加大。

而储能参与调峰、备用等服务的机制尚未理顺,尽管东北、新疆、福建、甘肃、安徽等地区对于作为独立市场主体的电储能调峰交易,提出了容量配置要求,江苏也明确提出储能可参与深度调峰,并计划设计补偿规则,但是独立储能电站并网的相关调度策略和技术规定、电力系统接入标准、储能系统的充放电价格、独立计量和费用结算等方式都尚无明确规定,短期内成为了储能实现多重价值叠加的障碍。

海外用户侧储能市场活跃,国内放缓

2018年,海外用户侧储能市场依旧活跃。除了美国、德国、澳大利亚外,加拿大安大略省、韩国、意大利等成为2018年新晋热点市场,成为全球储能产品供应商争夺的新战场。而英国家用储能市场也被认为会在2019年出现爆发式发展,故而也受到颇多关注。

对比国外用户侧储能的蓬勃发展,此前一直引领中国储能产业发展的用户侧储能则在2018年放缓。

先是国家推行降价减负,各地落实政策后,部分地区峰谷价差缩小。如全国“一类”储能开发市场——北京,允许一般工商业用户选择执行大工业两部制电价,两部制电力用户可自愿选择按变压器容量、合同最大需量或实际最大需量缴纳基本电费。

而工商业用户采用大工业用户两部制电价执行之后,尖峰和低谷价差将减少至0.7元(1-10千伏),高峰和低谷价差将缩减至0.61元(1-10千伏),单纯利用储能系统进行峰谷价差套利的收益模式已难以为继。

再是由于业主或相关消防机构对商业楼宇中,尤其是地下停车场安装储能设备带来的安全风险的担忧,以及相关消防安全标准的缺失,导致一批商业储能项目无限期延迟。2018年的用户侧储能市场似乎走的格外艰难。

政策的变化和市场的调整触动着储能从业者的神经,现有技术成本下的规模化应用确有一定投资风险。但从项目开发商角度出发,储能是综合能源服务中的一类技术支撑,开放电力市场下仍存在潜在价值收益,而用户是实现服务增值的基础,扩展可实现的综合能源服务内容是未来绑定用户的关键。新经济形势下,政策导向关乎大局,但也要从整个能源变革和市场开放的角度出发,做全面设计和考虑,避免一方激励下所造成的他方抑制。

七、山西的储能市场

山西省的火电储能联合调频,江苏省的用户侧及电网侧储能,河南省的电网侧储能,青海省的可再生能源配套储能,以及广东省的火电储能联合调频和电力现货市场对储能的需求,这些地区的储能发展的确能够从一定程度上说明储能市场的热度。

山西省是最早开启的储能战场。2017年11月7日,山西省能监办发布《关于鼓励电储能参与山西省调峰调频辅助服务有关事项的通知》,旨在提高山西电力系统调节性能,更好消纳风电光伏等清洁能源。

8月下旬,在中国可再生能源学术大会储能分会上,太原理工大学电力与动力工程学院院长韩肖清介绍山西时表示:“山西省火电机组和清洁能源装机占比分别为78.1%和21.9%。一方面,火电机组占比大,加之山西省近些年来煤矸石发电机组增多,调频能力不足;另一方面,2017年,风电的弃风电量为10.97亿千瓦时,弃风率为6.7%,清洁能源消纳问题仍存在。这些都决定了山西省对于储能的极大需求。”

根据山西电源结构和电网运行情况,首批调峰试点容量规模初步确定为不超过30万千瓦。其中,联合调峰项目总容量不超过10万千瓦,主要在用户侧试点,试点项目数量暂不受限制;独立调峰项目总容量不超过20万千瓦,试点项目数量5个左右。首批调频试点容量规模初步确定为不超过12万千瓦,其中,联合调频项目容量6万千瓦,试点项目数量7个左右;独立调频项目容量6万千瓦,试点项目数量3-4个。

援引山西能监办消息,目前山西省在运容量为9MW/4.5MWh的3个电池储能联合火电调频试点项目运行稳定,今年上半年研究确定的11个电池储能项目进展顺利,下一步将根据装机占比增加情况,逐步增加试点项目。

八、储能产业存在的问题

中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟(CNESA)自2010年起开展全球储能项目数据统计、全球储能市场追踪以及中国储能产业推动以来,至今有已经九年的时间。美国、德国、英国、澳大利亚、韩国、中国等市场先后崛起。与中国不同的是,其它国家拥有成熟的电力市场,而且还能收获储能项目安装补贴、税收减免政策、以及其他可再生能源政策的“照顾”。

中国的储能产业市场机制建设和政策驱动力显著落后于产业应用的速度,此外,储能成本偏高、电力交易市场化程度不健全、储能技术路线不成熟、缺乏储能价格有效激励等各方面的问题也长期存在。

因此,中国储能市场一直处于“外热内冷”的状态,盈利模式也始终未能清晰与稳定。2018年,在电网侧储能大规模爆发的带动下,储能市场呈现转机。目前这个阶段非常关键,在可再生能源没有出现“阶跃式”发展之前以及电力市场化改革刚起步的阶段,未来1-2年储能的发展路径对市场格局重塑发挥着至关重要的作用。

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