时间:2022 年 10 月 19 日
主讲人:国网能源研究院 黄博士
核心要点:
1. 2021 年底储能数据,不同口径下各有不同:中关村储能产业技术联盟考虑投产,为570万千瓦,国家能源局给出 400 万千瓦以上,扣除了停运项目,国网公司给出不到300 万千瓦,主要考虑在行不到 200 个项目。
2. 储能技术发展趋势,2030 前不看好钠离子电池,锂离子和液流前景更好,同时可多关注压缩空气储能,有乐观的前景,但不会对锂电和抽水蓄能产生冲击。
3. 新能源+储能不像火电有调频考核,新能源配储主要的目的是拿到核准门票
4. 锂离子电池更适合短期日调节,需要高频调度和充放电才能满足盈利需求,要求是全年调度 700 余次,每天充放电两次
5. 锂电储能增长会因为日调节的饱和而遇到上限,会有一些增长空间在周调节上,需要抽水蓄能、压缩空气储能或复合储能方式
6. 锂离子储能未来不会采用两部制电价
7. 受限于成本降低有限,以及效率低下,与 2030 年前,钠离子电池度电成本不会比锂离子电池低
8. 2025 年前,如果没有新增电网的调节能力,最多风光装机并网量在1.2~1.3 亿千瓦9. 测算值:锂离子电池目前 0.5 元,2025 年约 0.3 元,2030 年约 0.25 元;抽水蓄能目前0.2~0.25 元之间,2030 年在 0.25~0.3 元之间,液流电池,2030 年0.3 元左右,压缩空气储能 0.3 元左右
一、主讲人简单介绍储能行业趋势和商业模式:
1. 储能发展情况和未来趋势:
储能发展聚焦电化学储能,是新型储能的主流,有几个数据(都是锂离子为主):①对外公开的都是中关村储能产业技术联盟的,2021 年底,570 万千瓦左右,其中锂离子占比 90%,中关村储能产业技术联盟的数据主要来源于厂商投产,但实际上有很多项目停运,所以数据偏高;②国家能源局给出 400 万+千瓦,基于电力规划设计总院做的,扣除了一些项目停运的数据;③国网公司 8 月开始,将储能纳入统计体系,不到300 万千瓦,不到 200 个项目,能量约为 500 万千瓦时,平均时长接近两小时。
电力行业来看储能容量分级,认为大储分为两种范围,超过 6MW 的(中电联关于大型电源统计的口径),需要接入 35kV 以上,按照这个标准算,相关项目有110 左右,容量250 万+千万,数量占到全部项目 80%左右,但是容量占 90%以上。这110 个项目中,大容量储能的用户侧很少,只有一个项目,可以不考虑,电源侧 80 个,电网侧30 个,所以主要从电源和电网侧分类。
从省来看,投产项目最多的是山东,因为其光伏发展全国第一,调峰需求高,谁引起了需求谁来承担,大概 20 多个项目,基本都在电源侧;安徽排第二,2019-2020 年,风电抢电价的时候,投入了不少项目,接近 20 个项目,也都在电源侧;接下来是江苏、山西,这两者与其他省份有很大区别,江苏来源于早期投产的项目,后续提前谋划的电网侧项目,通过容量租赁模式租给新能源侧的,电网测项目,10 个多,山西大概有10个多项目,山西特色是做调频市场,其是做储能+火电调频最早的省份,与其他省份不 同;湖南公司和江苏类似,风电抢电价,抢了一批,现在有一些厂商因为参与市场可以盈利,电网侧为主;青海主要是电源侧,因为新能源发电比较多。
补充,按照接入 110kV 来算,35kV 最大接入容量是 2 万左右,1/5(35 个项目左右)大于 2 万千瓦,总规模 170 万+,扣掉江苏压缩空气储能和液流项目,电源侧21 个,电网侧 10 个,电源侧是电网侧的两倍(6MW 为标准下,电源侧大约是电网侧的三倍)
技术趋势:电化学储能,电力系统需求上来说,倾向于大容量、长周期储能,2030 之前,更关心锂离子和液流,2030 年前不大看好钠离子。液流电池在效率和占地面积上不占优势,没有大的技术突破,很容易被锂离子技术落下。在新型储能上,也可以关注压缩空气储能,2030 年其发展相对更乐观,从电力系统角度上来说和抽水蓄能类似,因此有一定前景,但是 2030 年前,不会对锂离子和抽水蓄能产生很大的冲击,但有自己的应用场景。
2. 储能的商业模式和未来国家可能推动的政策,认为国家需要哪些政策出台:商业模式总体不成熟,有很多政策和市场机制的问题,分成三个角度,电源侧、电网侧、用户侧,分析盈利模式
电源侧:
储能联合火电机组调频方面,在山西地区为主,广东也有不少这样的项目,调频市场有总量,早进早投产的单位容量收益更高,随着市场饱和,收益会下降,因为饱和市场空间不大,所以未来一些省份有需求可以做,其他省份需求不大的,市场机会不大,即使有机会,总容量需求也不大。
新能源+储能,内部的逻辑认为这个模式很客观,未来能实现可持续发展的,本质是新能源介入带来了额外的成本,这部分成本在新能源装机不高时,不由新能源发电端承担,随着新能源装机容量目前接近 30%,成本需要新能源去分摊,本质上新能源+储能,是新能源业主承担了调节的成本。未来的模式可持续。量上来说,3~4 千万批复量,投产不多,所以容量空间很大,这也是未来大储的重要应用市场。利用小时数低的问题,可以通过管理加强来解决。
电网侧:
第一种模式,业主或科研机构希望电网侧独立储能参照抽水蓄能两部制电价,国家相关部门有不同看法,与价格主管部门沟通来看,主要会对先进储能采用两部制电价,对于锂离子这种成熟的,可能不大会出两部制电价。
第二种模式,参与三类市场,三类,辅助服务市场、批发市场、现货市场,一些省份如湖南山东,可以参与,因为市场机制成熟,对于其他省份不成熟的市场,收益相对不高。
第三种模式,有效资产,电网功能替代性储能项目,无论电源侧还是电网侧另外两种,本质是替代电源作用,发挥电源功能,但是实际上储能也可以发挥电网功能,称为电网功能替代性储能,大方向是得到认可的,目前主要是相关范围界定和标准、细则、监管要求尚未明确。
用户侧:
削峰填谷+需量管理,随着未来峰谷价差加大,如何参与市场存在不确定性,如何让用户侧储能盈利具有不确定性,用户侧储能,如果能把需量电费回收,盈利会比较好,但是需要找到适合的项目,就像分布式光伏,理论经济效益高,但是需要找到好的用户,愿意安装储能,其实还是不容易的。
二、投资人提问:
Q:调频的储能需求是怎么产生的?
A: 调频是配合火电机组,有一二次调频的考核要求,若达不到要求会罚款;
是火电机组从技术上完成考核要求没问题,但如果按照调度的调频要求做,可能需要对前端进气放气进行调节,对发电系统进行调节,改变煤耗,降低经济性,但是储能响应速度快,很好地满足一次调频的要求,这样就不需要调节火电机组,保证其处于经济的运行状态,增加储能成本,降低火电机组的运行成本,从而获得高收益;
通过响应调频市场的需求,也能拿到一些收益,这就是火电调频的商业模式
Q:对新能源机组有调频考核吗?
A: 没有,山西对有功功率不超过最大的预留 6%的量,偏向于时长,大到小时级,不需要通过储能满足这样的要求,储能也无法满足相应要求 所以新能源+储能,不是通过调频来考核的
新能源+储能的模式,就是配储能才能拿到新能源核准的门票
Q:电网侧 30 个项目,商业模式什么样?
A: 分成两大类: 早期储能项目有三个,湖南、江苏、河南各一个,商业模式比较多样化,首先,通过帮助电网减少网损,通过第三方服务,从电网主业获取部分收益;其次,也可以参与部分市场,但是早期这几个项目参与市场较少,其实早期项目从理论计算上是赔钱的,因为有很多其他的诉求
现在的投产项目,尤其湖南,江苏后期的项目,本质上是新能源+储能,但是其储能不在新能源厂家内,而是单独建设的,盈利模式是,新能源业主把钱给他们,他们帮新能源业主拿到核准的门票;第二种模式是参与市场,湖南参与市场收益比较理想。总体来看是两类,参与市场和部分能量租给新能源业主。
Q:商业模式来看,租赁、调峰调频、市场化波峰波谷调节等,有统一的收费标准吗?
A: 各个省份有所不同; 单价接近,0.4~0.5 元左右,影响最大的因素是调度次数,价格确定后,只有调度才会给钱。甘肃项目,调度次数很多,能够基本接近保本,其他大部分省份,电力系统对辅助服务市场的需求和调度次数不高,所以收益占比不高; 我们计算部分省份,次数*费用,折算到全年调度 700 次(每天两充两放),每次要盈利0.5 元,才公众号:讯息社能确保盈利,但是对于现行的山东,湖南市场,次数达不到700 次,单价 0.5 元,再折算回 700 次,相当于单次收益只有 0.1 元左右,收益只占到所需要收益的 30%左右。
Q:新疆第二批大基地项目,配储比例和市场,有比较明显的增长,这个比例和时长,未来是不是各个省份都接近,是否有配储比例上限?
各个省份储能比例和时长,从需求上看不一样,与新能源电量占比和本地调节电源占比有关,调节能力越差的省份,配比和时长越高,趋势上来看,随着新能源大规模增长,存量部分受到挤占,理论上来说,各个省的配比和市场慢慢增长,但是增长会有上限
每个省的需求,对于电化学储能,除了压缩空气之外,都会有饱和效应,当储能比例和市场达到一定程度后,期对整体调节的提升就不明显
锂离子要经济性,需要每天两充两放,日调节能力到达一定程度,可以满足,但是这时可能面临周调节需求,配再高的比例和时长也解决不了,所以未来储能的比例和时长会有一个上限
Q:周调节这种中长期调节,靠什么储能方式?
A: 抽水蓄能或者复合调节,周调节本质上会降低储能小时数,影响经济性,抽水蓄能通过两部制电价回收,相对可以运行,未来压缩空气储能,先期项目也会采用两部制电价。但是锂离子电池必须要高频充放电才能回收成本,不能用于周调节,所以增长有上限。
Q: 锂离子电池未来会不会两步制电价?
A: 锂离子电化学储能,电力系统对调节的需求不一定要储能完成,可以通过其他形式的调节,所以储能和其他调节资源有竞争 储能有多种技术,国家推两部制电价,对锂离子储能没有迫切需求,因为新能源价格下降,给了锂离子储能建设的空间
未来国家的两部制电价,一定支持新技术,锂离子储能除了安全问题,在技术上没有太多问题,所以国家未来会出两部制电价,但是不会在锂离子电池上,目前主要用在液流上
江苏山东和西部地区,都在圈地做压缩空气储能,可能两部制电价,压缩空气储能成本降低 50%,还有下降空间,对矿产资源需求小,国家大力推动
国家探索商业模式,没有用两部制电价,直接用市场机制做锂离子,所以未来锂电不会有两部制电价
Q: A:光伏成本本来就很高,做储能会不会更加拉高成本?
还是有市场驱动,有盈利的,不然光伏不会在 2022 年中期就做到3000 多万千瓦
Q:国家角度来讲,总共未来储能会有多少需求总量?2030 年,储能装机会有多少?
A: 早期边界算,2025 年 3000 万千瓦规模,肯定没有问题,因为目前国家批复的已经有3000万千瓦了 去年年末算的,2030 年,1.2 亿千瓦的规模,用每个省的电力系统计算的,考虑电力顶峰和电力调峰
主要煤电和抽蓄的量,煤电的量比去年年终增长 2 亿规模,原本预计上限12 亿,目前预测十四五期间,峰值在 14 亿多,2 亿新增,带来 4000 万调节能力增加,这部分可能减少储能需求
新能源规模比预想的可能更多,新能源会导致调节的需求上升,但是总体来说,2025年不会超过 3000 万,2030 不超过 1.2 亿元
Q:为什么不看好钠电池?
A: 对电力系统来说,钠离子有两个关键指标,第一,成本,由于技术原因,其成本不一定比锂电降低很多,第二,效率,钠离子电池转换效率较低,影响很大,如果锂离子有90%,钠离子有 80%,其实相差很大,影响盈利很严重;
到 2030 年,度电成本,钠离子不会比锂离子低。
Q:电网对未来虚拟电厂的必要性,站在电网角度看,是否有紧迫性,把储能等都调配进去?
A: 虚拟电厂盈利来自于现货市场,最近 2~3 年,光伏、小储能、市场机制不会很健全,不会有很大的应用
国外即使做得好,也做的不多,美国特斯拉的 SolarCity 公司,像虚拟电厂,但是量不会太大
Q:电网角度,低压并联技术和高压级联技术,如何看待?
A: 曾经光伏直流侧 700V,现在到 1500V,储能也会走这样的技术,会对项目整体经济性有好处,但是对电网来说无所谓,最终该到多少并网,还是多少,电网不关心内部直流侧电业是多少;看光伏的发展,直流侧储能,整体有好处,是趋势,但是电网不关心。
Q:大储能装机数量比较杂,招标、备案、投产,数据应该看哪个比较准?
A: 中关村储能联盟给的是投产的,招标的数我们也不掌握,各个省政府批复的规模,并网数相比于批复数,有些延迟 新能源侧批复 3000 万+,并网数有 500 万+,国家能源局 400 万+,国网统计不到300万 顺序是,核准、批复(国家)、招投标(企业之间的)、投产
Q:2025 年电网能承担新增装机光伏和风电有多少?
A: 如果没有新增调节能力,每年新增 8000~9000 万规模 煤电新能源联营,火电技术改造,增加系统调节能力,增加 2000 万 合计每年新增一亿
如果新能源成本下降更多,允许的量会更高,可能 1.2~1.3 亿元
Q:到 2025 年,有机构测算,风电新增装机 310GW,光伏新增装机 220 GW,国内电网能承受吗?
A: 个人觉得,不会到这个数,电网承受不住,每年新增风光装机,按照一亿多一点算
Q:今年光伏装机风光共 90+60,能承受吗?
A: 这样加起来是一个多亿,但是 1.5 亿是一个槛,其实不容易达到
Q:按照省份电力约束算模型,其中抽水蓄能和火电灵活性是怎么考虑的?
A: 火电上限 14.5 亿,2025 年到 3 亿,2030 年到 4 亿,相比于 2020 年多出8000 万的调节能力 抽蓄 2025 年是 6000 万,2030 年 1.2~1.3 亿
Q:多种储能技术路线竞争,测算度电成本,是怎么测算的?主流技术测算度电成本大概是多少?
A: 两个指标:度电成本和经营期电价
度电成本不考虑各个地方的税收和财务成本 经营期电价考虑税收和财务成本的
0.5 元是讲经营期电价 锂离子电池现在是 0.5 元,2025 年大约为 0.3 元,2030 年大概0.25 元 抽水蓄能目前在 0.2~0.25 元之间,2030 年抽水蓄能受到选址等因素影响,成本会增加,0.25~0.3 元之间
液流电池的成本,2030 年 0.3 元左右 压缩空气储能 0.3 元左右
技术要求上来说,抽水蓄能能解决大容量长周期,2030 后不一定需要抽水蓄能,因为经济性不如锂电,可能做压缩空气储能更多,都属于基建项目
Q:测算条件卡弃风弃光率是多少?
5%
Q:山东独立储能电站,租赁比例比较低,20~30%,原因是什么?
A: 这个情况我不掌握,我知道山东项目数量最多。
Q: 山东独立储能电站,经济性如何?
A: 听说工作的人整体感受比较好,山东政府在做储能政策支持文件,所以前景会比较好。