储能技术

电网侧储能深度分析

2019-06-20 08:51:20 嘿嘿能源heypower

储能可以应用于电力市场“发-输-配-用”各个环节,尽管目前除抽水蓄能 外,其余储能形式基本处于规模化发展前期,但随着可再生能源接入规模扩大, 电网现代化建设,以及我国电力市场化改革的推进,储能行业前景值得关注。 综合各市场机构预测,到 2025 年全球储能市场的年销售额有望超过 100 亿美 元,以储能工程计算,我国市场规模也有望在 2025 年突破千亿。

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本文来源:嘿嘿能源heypower 微信公众号 ID:heiheidianli 作者:招商银行研究院

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1.1 用户侧储能发展放缓,电网侧规模化建设起步

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用户侧储能商业模式比较清晰,最先进入商业化发展。储能系统典型应用 场景包括:用户侧(削峰填谷、需求侧响应等)、电网侧、可再生能源并网 (集中式配套、分布式微网等)、电力辅助服务等。用户侧储能是最先进入商 业化发展的环节,主要原因在于峰谷电价差套利这一商业模式比较清晰,尤其 在东部沿海区域,较高的电价差使得部分项目已经初步具有经济性(一般情况, 以系统造价 180 万/MWh 为例,峰谷电价差大于 0.75 元时,用户侧储能项目 整体投资收益率约 6-8%,0.9 元以上时,项目收益率约 10%)。

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受项目经济性影响,用户侧储能发展放缓。2017 年用户侧储能占新增装 机比例达 59%,2018 年该比例降至 10%左右。用户侧储能发展放缓的主要原 因在于峰谷价差套利模式相对单一,2018 年以来一般工商业电价下降使得峰 谷价差收窄,储能项目经济性下滑;此外,土地、融资、实际运营成本较高等 原因进一步压缩了项目的盈利空间。

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2018 年以来,电网侧储能项目迅速发展,带动了电化学储能项目规模增 长。根据 CNESA(中关村储能产业技术联盟)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)的电网侧电化学储能规模 206.8MW, 占 2018 年全国新增投运电化学储能规模的 36%,是各类储能应用之首。在电 网侧储能的带动下,我国累计投运储能项目 1018.5MW/2912.3MWh,电化学 储能项目突破 GW/GWh 级别。

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电网侧储能在 2018 年规模化发展的起步是由多重因素共同驱动:

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政策上发布了全国层面促进储能产业发展的指导性意见。2017 年 10 月 11 日,发改委能源局等联合印发了《关于促进储能产业与技术发展的指导意见》, 主要针对应用在电力系统中提供电力辅助、新能源配套等服务的储能提出规划, 计划到 2020 年储能要全面由研发试验向商业化过渡;2025 年实现规模化发展。 此后江苏、河南、广东等地展开了百兆瓦级项目的建设。

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电力系统中储能应用必要性增加,电力系统中,储能的应用涉及多个领域, 除常规的削峰填谷外,还可以配套可再生能源并网、配合火电机组调频率以及 参与各类电力辅助服务。近年来,新能源接入规模扩大,中东部地区尖峰负荷 提升,电网运行环境日趋复杂,电网平衡与控制的压力增长,对储能电站的需 求明显提升。

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商业模式主要由电网兜底。目前电网侧项目基本都采取经营租赁的模式, 即业主建立储能电站后,通过容量或电量租赁,由电网公司支付租赁费用。租赁期限则不等,租赁期限结束后,该部分储能资产移交给电网公司。这一模式 的核心是由电网兜底,可以保证投资方的收益率水平,部分条件较好的地区, 电网租赁费用较高,项目经济性比较可观。

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锂电池成本下降是规模化建设的重要基础。受益于锂电池产能的扩张和成 本的下降,电化学储能应用进程加速,根据彭博财经的数据,从 2010 年到 2018 年,电池包的成本从 1000 美元/kWh 下降到了 200 美元/kWh 以下,降 幅超 80%,成本的下降是电化学储能得以实现初步规模化发展的重要因素。

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1.2 储能大规模发展仍需商业模式探索、成本进一步下降

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2019 年 5 月,发改委发布的《输配电定价成本监审办法》中,明确抽水 蓄能电站、电储能设施不能纳入输配电成本。按照当前电网侧储能的商业模式, 电网如果能将储能资产归入输配电资产进行折旧,则可完成投资回收的闭环。 一方面,储能对电网的价值和资产利用率的提升是毋庸置疑的,储能参与电网 调度,满足电网调峰调频需求也确实起到了输配电资产的作用。但储能资产的 界定、储能服务的定价与电力市场化改革息息相关,如何纳入输配电价仍需更 加细致的机制和管理办法。明确不能纳入输配电定价后,电网侧储能仍将主要 采取经营租赁模式展开。本次政策中也明确,租赁费可以包含在运行维护费用 当中。

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从国外经验来看,在促进电化学储能规模化发展的过程中,政策刺激与市 场化机制都不可缺少。例如储能发展较为迅速的加州电力市场,州政府明确出 台了 AB2514 和 AB2868 法案,要求加州到 2020 年储能的装机容量达到 1. 8GW。同时基于比较成熟的电力市场体系,制定了详细的调频补偿和抵扣机制,2013 年运行以来的情况来看,储能项目参与调频市场收益最好,而仅赚 取充放电价差、旋转备用等都不能成为主要的收益来源。

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成本方面,尽管锂电池成本已经有了显著下降,但出于经济性考虑,仍不 具备竞争力。2018 年典型的磷酸铁锂集装箱式储能项目的系统中标单价在 1.9-2.3 元/Wh 之间,就电网侧储能项目来看,系统造价降至 1.5 元/Wh 以下, 可能是大规模进行应用的前提。2018 年储能的系统造价中,电池成本占比约 60%,目前来看,电池是继续降低成本潜力最大的环节。

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