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截至到今年6月底,目前在运的新型储能电站大约645个,装机规模接近1600万千瓦;其中在电力交易平台注册的只有169个,规模大概是860万千瓦,只占到55%。参与市场交易的新型储能大概55个,规模占储能总装机28%左右。
2023年10月31日至11月2日,SNEC第八届(2023)国际储能技术和装备及应用(上海)大会上,国网能源研究院新能源与统计研究所所长李琼慧做了《新型储能商业模式及交易机制探讨》的分享。她强调,在新型电力系统的应用中,一定要充分考虑新型储能和抽水蓄能的差异化,把新型储能当做抽水蓄能来用,那可能构成资源错置和浪费。
新型储能发展的最主要动力还是高比例新能源,而新能源最主要的特征是能量密度低,这类能源最简单、最经济的利用方式是就近利用。有估算认为,在未来相对成熟、相对经济的系统里面,分布式能源占比应该在30%以上。对此,李琼慧重点强调了两点。
第一,储能的商业模式一定是在分布式,或者源网荷储一体化中找到机会,这才是储能商业模式创新最好的点。李琼慧认为,新型储能如果跟大储、抽蓄一样,商业模式的创新很难实现。
第二,储能和调峰能力并不完全对等。此前国家能源局出台文件明确强调,要加快形成以储能和调峰能力为基础支撑的电力发展机制,这其实也是在强调抽蓄和新型储能的差异化。
储能不再能奢望像过去风光一样,初期依靠电价、促投资的补贴政策支持发展。“依靠市场找到商业模式才是真正的王道。”
李琼慧特别强调,未来的电力系统一定是源网荷储共同承担消纳责任。所以有人说强制配储不合理,源侧配储更多是源侧承担责任的一种体现,而不该认为它是强制性的配储。未来高比例的新能源一定需要源网荷储协调,这也是传统电力系统跟当前新型电力系统的区别。
去年11月份发布的报告提到,新型储能的利用率只有不到6%。李琼慧表示,实际的小时数除以合理的利用小时数,算出来才是真正的利用率。所以储能合理的利用率肯定跟常规机组不一样。火电一般合理的利用率是5000小时,储能较抽蓄正常的利用小时数一般不超过2000左右,一充一放,一年1000多小时数。储能到底利用率应该怎么算?李琼慧表示,国家也在制定相关标准。
从储能调用方式来看,目前主要分为非市场化调用和自调用,户用储能和有些源侧在场站内建的储能是属于自调用,共享储能、独立储能,大部分是以市场化的形式被调用。
目前国内第一批、第二批共有14个省份实现了电力现货市场交易,今年要求所有的省份实现电力现货交易并开展长周期的结算。李琼慧表示,从目前的统计来看,大概有55%的独立储能参与各种类型的电力市场,仍有45%的独立储能没有参与市场化交易,这其中有的是自调用、也有接受调度调用。
而且李琼慧指出,配建的储能主要是源侧的储能,目前问题最多的是源侧储能。按照原来的政策文件,除了保障性规模以外、开发商还有意愿建设新能源的,需要通过购买或者自建调节能力来增加装机,所以原来配储的目的不是为了用,而且为了拿到新能源开发规模。因此电源侧配建储能的利用率是比较低的。
按照国家能源局文件,一部分配建储能可以转变为独立储能,但是文件里面特别强调:源网荷储一体化配的储能不能拿出来作为独立储能运营,所以可以部分作为配建储能,部分作为独立储能来用。而用户侧储能主要是按照峰谷电价的引导,基本属于自调用的模式。
国家能源局在2021年底印发的新版两个细则中,已经明确给予了储能市场地位,从客观上来讲国家层面已经允许储能参与市场,只不过各个省电力市场存在差异,储能在不同的省参与市场的方式也是略有区别。
以储能参与调峰市场为例,一般要求储能容量至少是4MW、10MWh,补偿价格一般在2毛钱左右,南方区域给予的调峰补偿价格最高;而甘肃则是建立了首个调峰容量市场,给予储能参与调峰容量市场的补贴上限每兆瓦时300元。储能参与调频市场最早起源于山西,目前也有7个省份允许储能参与调频辅助服务市场,特别是山西提出了按照里程报价的方式,按效果补偿。2022年6月,国家能源局出台了《关于推动新型储能参与电力市场和调用的通知》后,各大电网企业也在研究如何提高储能的利用水平。
截至到今年6月底,目前在运的新型储能电站大约645个,装机规模接近1600万千瓦;其中在电力交易平台注册的只有169个,规模大概是860万千瓦,只占到55%。参与市场交易的新型储能大概55个,规模占储能总装机28%左右。
目前新型储能的收益模式来看,包括湖南、宁夏等没有开展电力现货的省份,主要是以容量租赁辅助服务补偿为主。青海最新的市场规则是通过支持推广共享储能的模式获取收益。现在收益比较好的地区是山东,可以通过三种方式实现盈利,一是储能可以实现容量租赁收益,即新能源场站按照配建的规则、支付一些容量租赁的费用;第二现货市场来说,储能还可以获得价差套利,第三,新型储能在电力辅助服务市场还有容量电价收益。
在山西,储能主要是电力现货获得价差套利,还有一次调频辅助服务市场收益。甘肃主要是利用现货的价差套利和辅助服务的市场来获得收益,调峰容量市场机制。用户侧主要是利用工商业的峰谷价差套利,而且当达到一定程度时,需量电费收益的盈利水平也是可观的,现在的问题是盈利水平能否持续。
李琼慧表示,储能未来一定要关注四种可能的商业模式。
1,电源侧配储能,虽然强配会有些问题,未来可能会出现其他的方式。这个强配是通俗的说法,文件里说的是保障性规模之外,需要额外增加并网规模的,就需要通过购买或者自建调峰能力来增加并网的规模。源侧未来更多是通过经济性的激励,鼓励源侧配储;“源网荷储一体化”或多能互补,这一类的储能可能也是必不可少的。
2,共享储能。既然是共享,可能要通过收取容量费用,因为共享是一定范围内的。
3,电网替代型储能。去年6月份国家发布的文件专门提到了电网替代型储能,鼓励电网企业可以建一部分以实现电网功能为主的储能,电网替代型储能主要的应用场景包括应急电源、边远地区的容量替代,以及提升供电服务质量的设施。
4,用户侧,光伏+储能的形式等。
李琼慧总结指出,当前,独立储能可以参与各种市场辅助服务获得补偿,有的是通过在共享区域内给予的容量租赁费用,如果三种都有参与、其收入水平肯定更高一些。而国家当前鼓励共享储能参与市场,以及通过聚合的方式参与市场。将来,储能肯定也会从一充一放演变到到一充多放、或者随充随放,一充多放和随充随放在市场获得的价值肯定也不一样。
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