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新型储能盈利能力弱,共享模式能否破局?

   2024-02-08 南方能源观察郑意 程哲23220
核心提示:释放新型储能绿色价值,推动形成电价与碳价有机融合的价格体系

新型储能是构建新型能源体系和新型电力系统的重要组成部分,已成为国际社会和资本高度关注的战略性新兴产业。顶层设计层面,2021年国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》(下称《指导意见》),提出到2025年全国新型储能装机规模达3000万千瓦以上。各地也纷纷出台储能产业发展支持政策,新型储能产业发展进一步提速。据国家能源局数据,截至2023年底,全国新型储能装机容量已达3139万千瓦。全国装机规模已超过《指导意见》提出的“十四五”发展目标。南方区域新能源配储及独立储能装机规模已超440万千瓦。根据南方五省区发布的新型储能发展规划,“十四五”末预计新型储能装机有望突破1400万千瓦,结合新能源发展规划和配储政策,预计“十五五”期间,南方五省区还将再新增1800万千瓦以上的储能装机。

一、新型储能发展存在的主要问题

1.盈利能力弱依然是独立储能发展的主要瓶颈。

当前,部分地区已允许独立储能参与电力市场交易。以南方区域市场为例,当前南方区域独立储能电站可通过现货市场、辅助服务市场获取市场收益,但在没有容量价格政策的情况下,单纯参与现货与辅助服务市场远不能收回投资成本。以某投资规模3.5亿元的项目来说,2023年10月参与电力现货市场累计充放电844次,充放电量931万度,在如此高强度的运营方式下,该项目当月现货市场收入仅30万元。电力现货市场仅发挥了储能充放电价的标价作用,市场价差不足以弥补充放电损耗,甚至部分时段出现调频时充放电价“倒挂”的情况。在目前规则的约束下,为电力系统提供调频服务的收益也十分有限。以调频市场最有活力的广东为例,整个广东地区可供独立储能参与的调频总量仅为300-500兆瓦,随着独立储能投产规模持续增加,调频市场竞争将越发激烈,储能电站获利难度也将增加。

2.能源发展规划仍有待统筹。

当前业内普遍认为新型电力系统下配合新能源可靠消纳,提供调峰调频支撑是新型储能最大的应用空间。但系统调频目前仍以传统火电、水电等机组作为支撑,从调峰功能上看,新型储能又与抽水蓄能基本类似,且抽蓄的经济性远好于新型储能。近两年国家为保障能源电力供应,新增核准了一批火电及抽蓄,一定程度上压缩了新型储能的发展空间。新型储能聚焦其电力电子器件响应快、调节精准、布置灵活等特点的功能价值有待深入挖掘,在功能定位上如何与传统电源、抽蓄形成错位发展,探索参与电网稳定控制等构网型增量应用场景,以及在新型电力系统中包括新型储能在内的各类型能源主体的定位和发展规划都亟待尽快统一思想、研究明确。

二、共享储能模式探路

新能源配储项目整体呈现“小、散”的分布式特性,接入电压等级普遍较低。在当前技术条件和调度管理模式下,开展电力平衡和系统稳定控制的省级以上调度机构难以实现将220千伏以下电压等级的储能项目纳入统一调度开展规模化调用,导致储能项目整体利用率偏低。为解决新能源配储分散调用难题,统筹考虑储能集中调用需求,新能源配储和独立储能逐步在共享储能领域达到价值趋同,共享储能功能价值基本已覆盖按照电力生产环节配置划分的电源侧和电网侧独立储能。

1.共享储能商业模式

共享特点主要体现在三个方面。一是多方共同参与储能项目建设及运营,实现投资收益和经营风险的共享共担;二是共享储能统一集中建设,容量可按需灵活租赁给多个新能源发电主体,满足多个项目的配储要求;三是共享储能不再简单按照储能配置环节区分电源侧、电网侧,也不再简单解决局部电网问题,而是将各侧配储需要集中建设,储能功能在大电网实现广泛共享。

2.发展共享储能意义

共享储能采用市场化方式,将分散在新能源项目的配储容量汇集起来,既满足电网对新能源接入的安全要求,也使得储能容量相对集中便于统一规范调用,在平抑新能源出力波动以及对电网调控运行的全局性、系统性支撑方面均可以发挥有效作用,是当前化解新能源配储调用效率较低、独立储能又盈利能力不足等储能行业发展困局最有效的商业模式,对加快培育良性、健康的新型储能产业生态有着重要意义。

对于新能源发电企业,一是以容量租赁方式落实新能源项目配储要求,实现新能源项目规范并网;二是缓解项目投资压力,解决自建配储规模较小,单位成本高的问题;三是储能与新能源项目在电气位置上解耦布局、独立建设,解决新能源并网与配储时序匹配问题,实现高效并网;四是租赁的储能容量可独立参与电力市场,盈利分红增加投资收益;五是新能源项目无需额外投入储能运营成本,降低生产经营与安全管理压力。

对于储能项目运营商,一是新能源租赁储能容量是当前独立储能容量电价机制尚未建立,通过市场化方式解决储能投资合理回报的重要方式;二是集中建设、统一接入,降低了储能项目资源开发、建设用地、配套接入工程等综合造价,实现降本提质;三是有利于形成统一规范的技术标准和运营规范,强化安全生产保障,实现储能高标准、高安全、规范化运营。

对于电网企业,一是有利于结合电源、电网结构和系统运行需要,科学合理测算储能需求总量,在关键节点按照“分散租、集中建”的方式统一规划布局大型储能电站,实现储能项目科学布点,有序发展;二是配储容量“聚沙成塔”,解决分散式配储“不好调、调不好”难题,增加电网统一调节手段和能力,提升储能调用利用率。

对于储能设备供应商,一是可以避免出现新能源项目单纯为满足并网要求,过分追求投资经济性配置劣质储能产品的情况,实现产业供给端高质量发展;二是有利于设备生产企业结合电力发展规划和储能需求总量,科学评估和制定产能发展计划和供货策略,避免出现盲目上马产线、增加产能的情况;三是高标准、规范化的储能规模化建设,也为产品供给端加大储能技术创新投入,提供了稳定预期,有利于实现良性发展。

三、有关发展建议

1.完善新型储能各应用场景发展规划和价格机制。

一是研究明确新型储能在电力系统不同发展阶段的功能定位,统筹谋划传统电源、抽蓄与新型储能发展规划;二是由能源主管部门统一规划核准为电网提供综合辅助服务、属于电力系统必要调节资源、可由省级及以上调度直接调用的大型储能示范站,优先推动新能源企业租赁容量覆盖投资成本,不足部分参照抽水蓄能价格机制核定容量电价并有效疏导,未来随着电力市场逐步完善,推动参与市场化交易回收成本。三是细化电网侧替代型储能的项目审批、认定标准等,实现电网侧替代型储能纳入输配电价核定并回收成本。

2.持续丰富新型储能商业模式。

一是鼓励新能源企业可在更广的同步电网范围内租赁储能容量,规范容量租赁价格和租赁期限,推动建立广泛、高效的储能容量租赁市场,有效促进新型储能向市场化、集中化、大容量方向发展。二是充分挖掘储能功能价值,加快推动储能与虚拟电厂产业融合发展,实现海量分散储能资源聚合参与电网调节和电力市场。进一步丰富储能可参与的辅助服务市场品种,探索储能在电网静态、暂态稳定控制方面的示范应用。研究完善新型储能在能耗考核、碳市场、绿证交易等方面的激励发展机制,释放新型储能绿色价值,推动形成电价与碳价有机融合的价格体系。

 
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