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研究报告三:长时储能政策建模

作者:刘伯洵编译 来源:中国储能网 发布时间:2022-07-06 浏览:

中国储能网讯:三、政策建模  

为此开发了一个简化的商业案例模型,来说明政策干预对长时储能项目可行性的潜在影响,通过增加的净现值(MPV)和内部收益率(IRR)来衡量。该报告还考虑了长时储能(LDES)部署可以释放的避免发电和输电节省的成本创造潜力。  

这个业务案例评估是通过构建简化的现金流模型在Excel中进行的。这其中包括:  

•项目收入来源:能源套利和辅助服务。  

•项目成本:资本和运营,包括充电成本。  

•情景分析:例如不同地区、脱碳假设、长时储能(LDES)持续时间原型、长时储能(LDES)资本成本演变和商业运营日期。

•添加政策以影响特定的现金流要素。  

以下是关键模型假设的摘要:  

•每年的能源套利收入是碳排放的能源量(根据在2021年净零电力分析中观察到的模型中观察到的利用率计算得出)和联合循环燃气轮机的边际发电成本(例如运行和维护、燃料和碳成本),它被用作峰值电力价格的代表。  

•充电成本近似为每个模拟地理区域中最低成本可再生能源(即风力发电或太阳能发电)的收费能源量(由充放电往返效率和排放能源量驱动)和平准化能源成本(LCOE)的乘积。混合平准化能源成本(LCOE)以反映可再生能源供应过剩导致的负批发能源价格或零批发能源价格的份额增加。

辅助服务的收入是根据为此类服务分配的项目容量和固定的年度报酬费用估算的。  

•然后将政策和监管机制(例如,赠款、差价合同等)置于顶层,以降低前期成本(在赠款的情况下)或对能源套利收益进行充值/上限。  

该模型的基本物理原理被扩展到由以下维度驱动的几个不同场景:  

•脱碳情景:影响碳排放定价、燃料成本、可再生能源平准化成本(LCOE)和长时储能(LDES)利用率,进而影响边际发电和充电成本。  

•长时储能(LDES)原型:8~24小时或24小时小时以上的持续时间,如净零功率中定义,但分别建模为12小时和36小时的长时储能系统,这会影响利用率、充电/放电能量量和项目成本。  

•长时储能的运营成本(CAPEX)成本下降情景:加速将影响前期和持续成本。  

•商业运营日期(COD):影响考虑现金流的周期以及长时储能(LDES)资产的前期资本成本。  

•地理区域:影响长时储能(LDES)利用率、碳定价、燃料成本和可再生能源平准化成本(LCOE)。  

•加权平均资本成本(WACC):影响净现值(NPV)计算,并假设在应用或不应用长期收入支持政策的情况下有所不同。  

1、说明性业务案例示例  

政策和监管工具有可能显著地提高早期长时储能(LDES)客户和投资者项目的可行性。  

基准业务案例产生负净现值(NPV)和弱内部回报率(IRR)。在核心脱碳情景中,2025年运行并在德国电力系统运行35年的150MW、持续时间为12小时的长时储能系统(1.8GWh)产生负净现值(NPV)(亏损8000万美元)和低内部回报率(IRR)(约3%)。该评估没有政策支持(如图12所示)。  

图12 到2025年在德国运营150MW/1.8GWh 储能系统(持续时间为12小时)的商业案例

更加雄心勃勃的脱碳目标和更快的成本下降提高了净现值(NPV),并使内部回报率(IRR)翻倍。随着德国脱碳议程的加速(即从当前轨迹转向已经实现的承诺),更积极的脱碳目标和长时储能(LDES)成本下降假设,净现值(NPV)有所改善但仍为负数(亏损1000万美元),内部收益率(约6%)接近假设的加权平均资本成本(WACC)(6%)。

在这两种情况下,政策工具的组合可以使净现值(NPV)变为正值。在这个说明性示例中,可以应用赠款和批发能源市场(套利)收入的差价合约来产生正的财务回报(在当前轨迹情景中,整个过程中的总政策支持相当于约9000万美元项目生命周期)。加速脱碳议程将支持成本降低约30%,因为潜在市场基本面通过更高的边际发电和更低的充电成本有利于长时储能(LDES)部署以及减少的前期资本支出,这反过来又降低了所申请的赠款资金的规模。  

此外,长期收入支持也降低了资金成本。假设长期收入支持合同的应用可推动加权平均资本成本(WACC)降低100个基点,这与给定的项目风险降低相关长期承购协议。在两种脱碳情景中,加权平均资本成本(WACC)的降低产生了约2500万美元的净现值(NPV)提升。  

2、长时储能(LDES)社会价值创造潜力  

部署长时储能(LDES)可以释放更广泛的能源系统收益,以及其他社会红利,例如新的就业机会和改善能源安全。

使用长时储能(LDES)委员会在2021年净零电力报告中计算的数据,考虑到政策支持的成本并将其与电网(即输配电)和发电容量的成本节省进行比较,对净社会价值创造进行了估算。在每兆瓦容量的基础上,将长时储能(LDES)到2040年为德国创造的价值进行标准化和年度化,其结果是创造了每年约3万美元/ MW的价值,而在德国的例子中,说明性的支持成本约为每年2万美元/MW。其净社会效益如图13所示,该图还将德国太阳能上网电价的每兆瓦成本估算与向长时储能(LDES)提供的说明性支持并列。

图13  长时储能(LDES)的收益预计将超过政策支持成本

由于对更广泛的经济、能源安全和健康的影响未包括在内,因此,全面的社会效益可能会更高。这个价值创造数字不考虑额外的连锁效益,例如对就业和GDP增长的贡献、减少对进口燃料的依赖对能源安全的影响,或减少空气污染带来的健康效益。关于就业带来的潜在价值创造,最近的一项研究表明,到2050年,全球储能行业的就业岗位将达到1000万个。类似的清洁能源行业已经提供并有望推动大量就业岗位增长。例如在英国,到2030年,仅海上风电行业就有望支持6万个工作岗位。

3、天然气价格敏感性和长时储能(LDES)作为系统降低燃料成本  

在当前环境下,天然气价格上涨会增加批发市场的峰值价格,理论上会降低所需的政策补偿幅度。  

长时储能(LDES)的商业案例对天然气价格很敏感。批发市场价差在模型中使用天然气涡轮机的边际发电成本进行估计,因此,能源套利收入和商业案例净现值(NPV)对天然气的潜在燃料成本假设很敏感。  

在过去的12个月中,天然气价格在30欧元/MWh(32美元)和高于200欧元/MWh(211美元)之间波动。图14显示了过去三年欧洲天然气价格的变化,并指出了以下敏感性分析中所代表的价格水平。在过去的一年里,天然气价格发生了十倍的变化,以及显著的月间波动,从而极大地影响了边际批发发电成本(以及与传统燃气灵活性相比长时储能(LDES)的潜在竞争力)。虽然当前的天然气价格快速上涨,但在2020年和2021年一直低于20欧元/MWh。尽管天然气价格在不久的将来可能会继续上涨,但长时储能(LDES)开发商无法仅凭当前的价格飙升就创建商业案例。

图14  在过去12个月,欧洲天然气价格一直不稳定且不断上涨,影响了液化天然气企业的商业案例

为长时储能(LDES)签订长期定价支持合同可以减少天然气价格波动的风险,因为超过上限或差价合约(CfD)执行价格的收入将返回资金池,从而确保政策和监管支持的社会价值。  

对于上面详述的说明性商业案例,净现值(NPV)可能在1.85亿美元到2.3亿美元之间,具体取决于天然气价格假设。敏感性分析是在核心脱碳情景中进行的。该范围的下限假设天然气价格与基本情况相比降低50%(约18美元/MWh),对应于美国页岩气的成本(约8~9美元/MWh),而上限假设天然气价格翻倍,这反映了天然气市场持续中断的情况(参见图15中的摘要)。

图15  

套利收入流的敏感性强调了专注于提供长期承购定价/收入确定性的收入机制的重要性。虽然这种收入确定性对于确保长时储能(LDES)项目的可行性至关重要,但它也以定价对冲的形式为政策制定者提供了优势。为长时储能(LDES)签订长期定价支持合同可以降低天然气价格波动的风险,因为超过上限或差价合约(CfD)执行价格的收入将返回资金池,从而确保政策和监管支持的社会价值。  

四、未来前进的道路  

最后一章讨论了考虑采取干预措施支持长时储能(LDES)的政策制定者可能采取的下一步措施。第一部分介绍了市场原型维度的概念,可以作为工具类型和政策支持需求的相对紧迫性的指南。然后,第二部分讨论了为新的清洁能源技术制定政策支持的实际考虑。  

1、市场原型  

市场原型可以为适用的政策机制以及规划和整合低碳灵活性资源的方法提供信息。  

(1)维度1:电力市场分拆  

维度的描述:对于分拆式电力系统,将分别拥有发电、零售、输电、配电与跨电力价值链的垂直整合。  

对电力系统的影响:电力市场的分拆创造了一个竞争环境(特别是在发电或零售方面,而大多数网络资产仍然是垄断资产),其中每个实体都专注于优化自身绩效,从而最大化其财务绩效。由于没有跨企业补贴的机会,价值链中的每个实体都必须是经济上可行的企业。业务概况和业绩的差异也可能导致资本成本的差异。然而,正如价值链的不同部分不能在分拆式电力市场中相互交叉补贴一样,它们也无法捕捉到这些业务之间可能存在的任何协同效应。另一方面,垂直整合的电力系统可以证明对一项业务的投资是合理的。因为长时储能(LDES)资产可以为发电、贸易和网络业务创造价值,但只有垂直整合的电力公司才能充分发挥这种潜力,并在此基础上进行投资。另一方面,分拆式电力市场中的输电系统运营商(TSO)通常不允许拥有和运营储能资产,因此无法从长时储能(LDES)部署中获得尽可能多的潜在利益,因为它们将由电力市场的其他参与者实现。  

对政策和监管行动的影响:对于分拆式电力系统,收入支持机制对于确保最佳电力系统运行至关重要。更具体地说,需要这些机制来确保在竞争环境中运营的实体可以获得收入流,并允许这些实体获取为系统创造的价值(激励结构应使实体和系统的利益保持一致)。在收入支持机制中,考虑到电力运营商拥有储能资产的范围,受监管资产基础(RAB)与垂直集成系统最直接相关。在可能为非垄断资产所有者部署受监管资产基础(RAB)机制的情况下(即独立开发商可以就其资本投资达成受监管的回报率),通过受监管资产基础(RAB)和市场参与进行双重回收(例如,市场收入可以与能源消费者分享)也可以考虑。

而系统规划工具在非捆绑和垂直集成系统中都发挥着重要作用,因为它们分别为负责交付电力系统的公司集群或单个实体设定了总体方向。  

(2)维度2:电力部门的私有制  

维度的描述:电力行业公司的私有制或国家所有制或伙伴关系模式,可以提升政府或市政利益相关者的作用。电力部门内的所有权也可能有所不同,例如发电的私有制和输电的公有制。两种所有权结构都比另一种更可取,但它们对电力系统以及政策和监管行动的影响不同。  

对电力系统的影响:国有实体可能获得成本较低的资本来源,尤其是在债权人认为在信用价值方面大致稳定的司法管辖区。此外,拥有政府或市政所有权的实体可能会更加重视和解决更广泛的社会任务,例如更快减排,或为当地社区创造就业机会。鉴于较高的资本成本,政府或市政所有权可能对股东回报提出更高的要求,但无论优先事项如何,都会更快地开发可行的长时储能(LDES)项目。

对政策和监管行动的影响:在国有电力系统中,各国政府将负责确保电力系统采用正确的解决方案,并以适当的速度为更广泛的社会实现能源议程。这些要求自然而然地塑造了国有和私人投资者拥有的企业战略,但就国有实体而言,这些实体作为变革的工具有着不可分割的联系和直接授权。在这种环境下,长期市场信号政策和近期直接支持和支持计划的作用变得更加明显。主要由私人投资者拥有的实体组成的电力市场可能需要以收入支持机制的形式提供更大的支持,以提高资产的可行性并降低投资风险。值得注意的是,这些市场还需要明确长期政策方向(由系统规划确定),以进行重大和长期的基础设施投资。  

(3)维度3:现有供应低碳灵活性  

维度描述:市场具有不同程度的自然(例如水电或生物质资源)或人工(例如电网和互连)形式的灵活性。在某些地区,太阳能和风力发电资源峰值输出重合的自然差异也可以消除固有的可变性,并减少对增量灵活容量的需求。  

对电力系统的影响:考虑到与这些资源的内在竞争(受益于已建立/成熟且通常成本较低的职位)以及对额外资源来源的紧迫性降低,在现有灵活性水平较高的系统中采用新形式的灵活性的障碍可能更高。

对政策和监管行动的影响:灵活性水平低的市场将需要更积极地寻求支持机制,以确保额外的灵活性资源,特别是那些具有高水平的碳减排雄心或现有可再生能源渗透率的市场。 这意味着需要直接支持和支持计划以及收入支持机制来促进该部门的创建,以及长期系统规划以创建与整体能源政策相称的里程碑。具有高度灵活性禀赋的市场在促进新部门创建方面的压力较小。  

(4)维度4:不同的能源转型目标  

维度描述:能源转型的目标因地理/管辖区而异(例如到2035年与2050年实现净零电力系统)。各国实现能源转型的理由也可能因脱碳、能源独立或能源成本的不同而有所不同。  

对电力系统的影响:在具有强烈脱碳雄心的市场中,迫切需要逐步淘汰化石燃料,并支持与低碳未来相一致的新形式的强大“能源转型”目标灵活性。具有这些市场的政府更有可能愿意投入资金或其他资源来加速清洁能源技术的发展。目标越小或实施越慢,对现状的舒适度就会越高,这也是出于避免与能源转型相关的成本的愿望。这些市场成为解决方案的接受者,当这些解决方案足够成熟以提供与现有技术相比最低或没有额外成本时,或者在没有替代方案时采用新的解决方案。  

对政策和监管行动的影响:以高脱碳能源转型雄心为特征的市场将旨在快速建立一套全面而有凝聚力的支持机制,其中包括前面部分讨论的不同类型工具的组合。特别是在紧迫性更高的情况下,由于与现有系统的协同作用或由于其已建立的跟踪记录,提供更易于实施的特定类型的工具将受到青睐(例如,相对于新颖机制的设计或具有更多复杂的实施要求)。这个维度更直接地影响一揽子支持的开发速度,而不是具体的政策类型或工具的实施。

(5)维度5:高变量与低变量可再生能源渗透系统  

维度描述:可变可再生能源(例如风力发电和太阳能发电)产生的能量在不同地区之间差异很大,一些电力系统仍然主要使用化石燃料,而另一些系统通常会看到50%以上的电力来自可再生能源。  

对电力系统的影响:一个使用大量可变可再生能源(占总发电量的一部分)运行的电力系统必然需要更大的灵活性,而长时储能(LDES)是一种潜在的技术解决方案。  

对政策和监管行动的影响:与维度#4一样,可再生能源的更高渗透率可以创造紧迫性来探索新的灵活性来源和政策措施,以刺激长时储能(LDES)等技术的部署。因此,这一维度也成为政策制定速度的驱动因素,而不是特定政策类型或工具的指标。  

图16和图17中包含了一些市场原型评估的示例。  

德国:收入机制是分拆式电力系统的关键推动力;雄心勃勃、可再生能源渗透率和有限的内在灵活性驱动的紧迫性。  

图16 德国市场原型分析示例  

加利福尼亚州:受监管资产基础(RAB)垂直整合公用事业的自然投资途径、雄心勃勃的脱碳目标和现有的可再生能源显着渗透意味着需要明确的长期灵活性目标。

图17 加利福尼亚市场的示例原型分析  

2、规划净零能源之旅  

考虑到规划、构建、塑造和发展政策和监管框架可能需要数年的时间,现在迫切需要走上这条道路。以下是需要考虑的四个主要步骤。

(1)通过长期规划识别需求  

•考虑辖区的独特特征和相关输入假设。  

•运行能源系统模型,研究需求和发电,并确定对长时储能(LDES)容量和持续时间的需求。  

•这些评估还应考虑物理限制,即基础设施和许可需求。  

•使用情景分析探索不同的途径。  

(2)了解市场的解决方案和利益相关者的要求  

•开展包容性的利益相关者磋商,并呼吁提供证据以确定适合当地情况的技术选择,从系统角度考虑并考虑更广泛的可持续性维度。  

•激发潜在技术供应商和投资者对机会的兴趣和对话。主要利益相关者包括网络和电力公司、能源贸易商和零售商、项目开发商以及商业和工业电力用户。  

(3)开发和推出一套互补的政策工具  

•在考虑修改现有政策和规则或创建新政策或计划时,使用提供的工具箱作为起点。  

•开发一种结合长期系统规划工具、收入支持机制以及直接技术支持和支持计划的方法。  

(4)审查和修订政策工具  

•定期审查政策,因为技术成本、基础设施挑战和能源系统更广泛的发展将需要改变政策套件,以确保其有效克服障碍并为公共资金创造价值。  

•特别密切关注以某些价格为目标的收入机制,如果缺乏修订可能导致长时储能(LDES)部署不足或公共资金使用效率低下。  

五、结论  

长时储能(LDES)委员会在2021年的就职报告强调了长时储能(LDES)解决方案在实现净零电力系统以支持巴黎协议中规定的1.5℃路径方面可以发挥的作用。该报告还强调需要适当的条件来刺激对长时储能(LDES)部门的早期投资,并加快资产类别的商业成熟度。政策制定者、监管机构和其他利益相关者在为这些解决方案的出现和兑现承诺创建框架方面可以发挥重要作用。  

政策和监管框架将需要结合不同类型的工具来传递长期信号,为所提供的系统服务支付资产,并释放参与机会。在短期内,强调提高初始项目的可行性将是关键,并且不乏可以为此部署的潜在政策和监管工具。此外,这些选项中的大多数已成功实施,以推进太阳能发电或海上风电等其他清洁能源技术。  

展望未来,将有多种途径通向净零电力系统,由全球独特的起点塑造。但普遍明确的是,开发上述支持性框架需要一些时间,而时间对于扩大制造能力和动员新兴工业部门的供应链至关重要。  

时间正在流逝,而到2030年实现净零电力系统对于实现《巴黎协定》确立的路径至关重要,并在联合国政府间气候变化专门委员会(IPCC)最近的第六次评估报告中进行了分析。最近的地缘政治事件高度重视脱碳能源转型,以此作为应对气候变化和能源安全的一种手段。如今必须制定和实施监管和政策行动计划,为社会提供长时储能(LDES)等解决方案来满足这一双重要求。  

政策制定者和监管机构可以使用一系列经过测试的工具,如果他们调整这些工具以支持长时储能(LDES)项目和技术,他们的行动可以在今天产生影响。上述评估表明,在加速其他清洁能源技术方面,存在许多具有成功先例的合适且有效的措施。这些机制需要加快部署,并开始到2030年实现可靠安全的净零电力系统奠定基础。

(全文完)

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