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新型储能的商业模式

作者:优德88手机中文版新闻中心 来源:洛奇马的能源转型日记 发布时间:2021-11-07 浏览:
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建立电网侧独立储能电站容量电价机制,逐步推动储能电站参与电力市场;研究探索将电网替代性,储能设施成本收益纳入输配电价回收;完善峰谷电价政策。

? 电量补贴:南方电网“两个细则”,按充电电量给予0.5元/千瓦时补偿;《新疆电网发电侧储能管理暂行办法》, 对执行电力调度指令的储能给出0.55元/千瓦时充电电价补偿;《苏州工业园区绿色发展专项引导资金管理办法》 提出储能项目自投运后按发电量0.3元/千瓦时进行补贴。

? 容量补贴:允许储能参与需求侧响应获得容量补贴。江苏,山东等省份制定或修改需求响应规则允许储能参与 需求响应,并针对不同响应特性,制定了分级补偿标准。

国家明确了储能“市场主导,改革助推”的发展原则,通过市场盈利是我国储能商业化应用的基本方向。国家层面积极推动电力市场化改革,为储能商业化应用创造条件

中长期交易:2020年,《电力中长期交易基本规则》明确了储能作为电力中长期交易的市场主体。

现货市场:2017年,国家发改委发布《开展电力现货市场建设试点工作的通知》,对8个地区开展电力现货市场建设试点,浙江,福建等省份的现货市场方案中考虑将储能纳入现货市场,参与电量交易。

电力辅助服务市场:2017年,国家能源局发布《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》,要求各地“按效果补偿原则”尽快调整调峰调频辅助服务计量公式,提高辅助服务补偿力度,鼓励储能提供电力辅助服务

调峰方面:目前全国共20个省份或地区出台了调峰辅助服务市场运营规则(含试运营)。储能参与调峰的主要形式是与新能源发电开展双边交易,普遍要求容量达到4MW/10MWh,补偿价格设定在0.1~0.2元/千瓦时之间。

调频方面:目前我国共有6个省份或地区出台了调频辅助服务市场运营规则,其中广东,福建,山西,江苏允许储能参与调频。

报价和补偿方式上引入“里程报价”,并设置出清价格上下限,执行“按效果补偿”机制。

以新能源为主体的新型电力系统构建面临多重挑战:

一是惯量问题,光伏,风电等无惯量 或弱惯量新能源代替传统机组,电力系统变“轻”;

二是调节能力问题,日内新能源自然功 率最大波动达到装机的30%;

三是支撑能力问题,系统短路比一般需要传统交流发电机进行 支撑,电力电子化将降低支撑能力,需要动态无功支撑。

受固有的随机性和间歇性特征影响,新能源发电出力在负荷高峰期往往大幅低于装机规 模,致使高峰时段的电力平衡难以保障。根据统计分析,度夏度冬期间,早峰时段风电,光 伏保证出力仅为4%,11%;晚峰期间风电保证出力虽然提升至9%,但光伏出力基本为零。

电化学储能容量与新能源发展装机,抽蓄发展速度密切相关。

2025年国家电网经营区电化学储能容量需求3400万千瓦左右,考虑电化学储能电站实际可用率约为 70%,实际电化学储能装机需达到5000万千瓦,平 均储能时长2小时以上。

2030年电化学储能容量需求将达1.26亿千瓦,平均储能时长2小时以上,占整个储能容量比例超过50%。

在保持煤电新增装机规模,新能源新增装机优先安排在消纳较好省区的基础上,考虑各 区域负荷峰谷差和同时率,以及新能源接入带来额外调峰需求,按95%利用率扣除新能源反 调峰尖峰时段电量,预计2025年,2030年公司经营区系统调峰需求达到6.7,10.6亿千瓦。

在现有政策及未来电力市场改革推进下,储能存在多种典型商业模式,可按服务对象分 成为电源服务,为电网服务和为用户服务等三大类。

储能联合火电机组调频:在火电厂安装电储能装置,利用储能毫秒级快速,稳定,精准的充放电功率 调节特性,将储能装置与火电机组联合调频,提升传统火电机组调频性能指标。是我国现行辅助服务 考核机制下的特有形式,容量需求有限,市场快速饱和。山西等地区调频市场启动初期,储能调频收益较高,最短可在2~3年左右收回成本,但随着市场饱和收益出现明显下降。

新能源场站配置储能减少弃电与并网考核:收益来源以弃电存储为主,减少考核费用为辅,同时 可能享受电量补贴或优先并网等政策优惠。对于标杆电价较高且存在弃电的新能源电站有一定盈 利空间,考虑目前储能全寿命周期度电成本,新能源上网电价应在0.5~0.6元/千瓦时以上;对 于“两个细则”考核严格的地区,可通过减少偏差考核回收投资。

储能通过共享方式参与调峰:由多个新能源场站与同一个储能电站签订协议,共同使用储能电站服务,储能主要参与辅助服务市场盈利,盈利能力受储能自身共享率和与新能源交易价格影响。

? 《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(试行)》中提出对于提供充电调峰服 务充电电量进行补偿,补偿标准为0.5元/千瓦时,《青海电力辅助服务市场运营规则(试行)》中提出电网调用储能设施参与青海电网调峰价格暂定0.7元/千瓦时。

? 考虑已有调峰辅助服务市场给予电化学储能的调峰价格普遍不高,实际利用小时数偏低,目前采用该模式难以独立支撑储能商业化运行。

经营性租赁模式:电网企业通过支付储能投资商租赁费的形式应用储能,目前相关租赁费用尚未明 确通过输配电价疏导。

合同能源管理模式:储能提供的节能降损等可量化的服务费用,由电网企业通过降损增加输电量的 利润空间中扣除,但节能降损服务费标准界定是关键问题。

容量电费模式:容量电费模式是参考抽水蓄能电站实行两部制电价,对储能容量进行补偿。具备系统级调节能力的大容量电化学储能,对于先进技术示范等特定项目可参照抽水蓄能采用容量电费模式,在完全电力市场化前对独立储能电站进行支持,容量电费核定参照抽蓄适当上调。

? 目前电化学储能投资成本来看,其容量电费远高于515元/千瓦·月的抽水蓄能平均容量电费,如张家口风光储输示范项 目容量电费达到每月2500万元,折合储能容量电费13636元/千瓦·年;测算大连液流电池储能电站容量电价是抽水蓄能电站的4倍以上。

削峰填谷和需量管理模式:用电客户在表内安装储能装置,提高自身负荷调控能力和供电可靠性。受多轮降低一般工商业电价政策的实施影响,用户侧配置储能削峰填谷积极性下降,普通工业和大工 业用户安装储能仅少部分省能实现盈亏平衡。取消目录电价后,收益预期不稳但收益水平可能增加。

光储一体化模式:电力用户通过配置储能提高分布式光伏自发自用率,减少电费支出。储能与分布式 光伏结合经济性取决于用户峰时电价与余电上网电价价差。

输配电价模式:为了保障电网安全或供电能力,由电网公司作为公用事业部门投资或租赁或通过购买 服务的方式应用储能项目,相关费用通过输配电价疏导。

独立参与调频辅助服务市场:新能源快速发展带来了频率波动问题,独立储能电站参与快速调频具有 显著优势,是未来重要的商业模式。

独立/聚合参与调峰辅助服务市场:独立储能电站调峰是指直接接入公用电网的储能电站参与调峰辅 助服务市场的盈利模式。聚合储能调峰是指聚合商,综合能源服务商,售电公司等市场主体通过聚 合用户侧储能参与参与电网调峰。

储能参与现货市场:当我国电力现货市场机制建立健全之后,电化学储能可通过现货交易获取收益。容量分拆出售或出租模式:由单个或多个社会第三方购买或租赁独立储能电站容量,分摊储能电站投资建设成本。

关键字:储能

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