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“十四五”64GW储能盈利何解?

作者:中国储能网新闻中心 来源:北极星储能网 发布时间:2022-06-23 浏览:

中国储能网讯:6月7日,国家发展改革委办公厅、国家能源局综合司发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》。

通知中提出要建立完善适应储能参与的市场机制,鼓励新型储能自主选择参与电力市场,坚持以市场化方式形成价格,持续完善调度运行机制,为新型储能发展提供了又一良好契机。

十四五64GW储能,如何盈利?

《通知》中提出新型储能可独立参与电力市场,意味着新型储能商业模式日渐清晰。

近年来,从国家到地方各层面密集出台一系列储能利好政策,储能技术进步迅猛,促使国内大规模储能项目陆续启动。根据《储能产业研究白皮书2022》,2021年中国新型储能累计装机容量年达5.73GW,同比增长74.5%。据北极星储能网统计,截止到目前共有湖北、浙江、广东、安徽、河北、内蒙古等13个省市明确提出储能规划,到2025年新型储能累计装机超63.98GW,覆盖了电化学储能、压缩空气储能、储热、储氢等技术。也就是说,未来三年内新型储能将翻11倍,增速远超近五年。

随着新型储能份额不断扩大,储能如何赚钱成了头等大事。虽然电力系统配置电化学储能电站规划导则中提出了电化学储能具有调峰、调频辅助服务、削峰填谷、黑启动等15种储能收益渠道,但真正能够参与并获得收益的情况少之又少。

事实上,目前储能商业化模式较为单一,存在着机制不完善、作用发挥不足、成本回收困难以及用户投资积极性不高等问题,这就导致新型储能运行所获收益并没有稳定保障,储能市场价值尚无法全面体现。

以当下我国电化学储能系统成本约1.8元/Wh为例,电池单次循环成本约为0.7元/kWh左右,这意味着在调峰应用当中,充放电电价差在0.7元/kWh以上储能才具有经济性。结合目前市场来看,实际上符合条件、可以实现经济效益的储能覆盖区域还是较少。

储能市场机制待完善

随着项目建设规模的扩大,储能电站面临的挑战也渐渐浮出水面,如何获得市场获益成为迫在眉睫的难题。

目前在全国储能大市场中,山东、山西两地储能市场机制的较为超前。

2022年2月25日,海阳国电投、华电滕州新源、三峡新能源庆云3座独立储能电站成为首批参与电力现货市场交易的储能项目。截至5月,储能电站充电最低价-0.08元/kWh,放电最高价1.074元/kWh,最大峰谷电价差达到0.856元/kWh,按照前面所说的充放电电价差在0.7元/kWh,则山东电站的收入还是很可观的。

2022年6月,山东补充电力现货市场结算试运行相关规则,提出9月份起新型储能可参与电力现货交易,按月度可用容量给予适当容量补偿费用。在新能源发电充裕时段,容量补偿电价基准为0.991元/kWh*K1(K1取0-50%),在发电紧张时段,容量补偿电价为基准价0.991元/kWh*K2(K2取100%-160%)。该政策补充了山东储能市场机制的空白。

2022年5月25日,山西电力一次调频市场交易实施细则(试行)发布,文件提出新型储能市场主体在进行一次调频辅助服务过程中执行充放电互抵政策,产生的电量损耗由市场主体自行承担,电价为当月实时现货均价。独立储能运营商参与新能源企业的运行调度之外,剩余容量可继续以独立储能身份参与一次调频交易,补偿价格范围为5-10元/MW。

此次两部委印发的《通知》中,明确提出独立储能辅助服务费用,应按照“谁提供、谁获利,谁受益、谁承担”的原则,由发电侧并网主体、电力用户分摊,这将加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场。而且文件鼓励独立储能提供有功平衡、无功平衡和事故应急及恢复等辅助服务;还要求各地落实储能参与电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场等相关工作,同步建立辅助服务和容量电价补偿机制并向用户传导,这意味着储能收益方式将增加,变相使独立储能获得更多赚钱路子。

而目前储能市场上普遍只有调峰、调频辅助服务两种,由此可见,储能市场机制完善的道路任重而道远。

从源头增加收入,缩短投资回收期

除了增加收益模式之外,储能成本贵也仍然需要解决。

《通知》中提出,独立储能电站向电网送电的,其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。此举相当于变相拉大了峰谷价差,降低了储能运行成本,提高了储能收益,缩短了储能项目投资回收期。

目前在国内电力市场交易中,电费除了受用电量、电力调度、上网电价影响之外,还受输配电价影响。而且据我国相关政策,区域电网容量电价作为上级电网分摊费用通过省级电网输配电价回收。2021年来,电网企业代理工商业用户购电成为一大趋势,作为工商业储能核算标准的峰谷电价也主要体现在各地电网代理购电价格中。两部委的新政取消输配电价将直接影响峰谷电价差。

电费=电量×(市场交易上网电价+输配电价+政府性基金及附加)+辅助服务费用

以广东珠三角地区为例,一般工商业10kV输配电价0.2094元/kWh,政府性基金及附加0.0276元/kWh,如果相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加,则平段电价达到0.5197元/kWh,与此同时,高峰低谷电价按当地政策比例则变成0.883元/kWh、0.197元/kWh。电价峰谷比由原来的4.158:1,变成4.47:1,峰谷比拉大。

若独立储能电站按照最理想状态在低谷时段进行充电,按照0.201元/kWh元进行付费,在高峰时段进行放电,按照1.267元/kWh收费,峰谷电价差将达到1.069元/kWh。储能度电循环利润相较于之前的0.9623元/kWh,增加了0.107元/kWh收益。即输配电价对储能收益的影响将受到峰谷电价浮动比例而变化,并不是直接扣除输配电价和政府基金节约成本。

根据2022年6月全国各地电网企业代理购电价格,北极星储能网梳理了全国各地110kV大工业电价两部制电价中的输配电价和政府性基金及附加发现,每个省份的输配电价并不一致,并且根据当地情况与季节会发生波动。

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