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電網側儲能深度分析

鉅大鋰電  |  點擊量:0  |  2019年06月29日  

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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