中 *** 谷电价差不断扩大以及有利政策的出台或将推动独立储能增长,近期新型储能项目已获准独立参与电力市场。


新型储能项目的经济可行性增强将促使更多能源服务公司加速储能装机,而已投入运营的用电侧和供电测储能可在满足自身需求后用于创造外部收益。


首获官方定义


近日,国家发改委、国家能源局印发《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》(以下简称《通知》),首次对“独立储能”的概念进行了官方定义。


根据《通知》,具备独立计量、控制等技术条件,接入调度自动化系统可被电网监控和调度,符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求,具有法人资格的新型储能项目,可转为独立储能,作为独立主体参与电力市场。


“也就是说,只要具有法人资格,符合相关要求,且愿意实施技术改造的新型储能项目,均可作为独立主体参与电力市场。”山东电力工程咨询院智慧能源事业部设计总工程师、中国能源研究会储能专委会委员裴善鹏说。


华北电力大学电气与电子工程学院副教授郑华表示,这是官方首次对独立储能身份进行定义,摒弃了以往以电网并网点或产权分界点为核心的传统“独立”理念,首次明确独立储能概念。“这是我国新型储能,乃至新型电力系统发展过程中的重大政策创新之一。”


从《通知》看电源侧、电网侧、用户侧未来重点推进的储能商业模式:电源侧储能,目前以风光新能源配建为主,1)可转为独立储能;2) 可与所配建的电源视为一个整体;3)同一储能主体可以按照部分容量 独立、部分容量联合两种方式同时参与电力市场。电网侧储能主要通过 两种途径获得收益,1)参与中长期市场与现货市场,通过电力交易发 挥移峰填谷和顶峰发电作用;2)提供电力辅助服务。用户侧储能主要 是通过峰谷价差获取收益。本报告将重点讨论电网侧储能提供电力辅助 服务的收益。



加快推动储能配合电网调峰,明确储能充电不计输配电价。此前,关 于储能充电是否需承担输配电价等费用,各地没有明确统一的标准。《通知》特别指出,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 *** 性基金及附加,这一规定将大幅降低储能充电成本。我们统计了部分省份 2022 年 6 月代理购电的用电价格,输配电价和政 府性基金及附加合计占用电价格的比例超过 30%,以江苏省为例,代 理购电价格、输配电价、 *** 性基金及附加分别为 0.4594、0.2110、 0.0294 元/kWh,输配电价及 *** 性基金占用电价格比例为 34.35%。若储能充电需支付这两部分费用,将大幅提高充电成本,因此这一规定 将明确储能项目边界条件,保障储能合理收益,提高储能投资意愿。


“传统独立储能概念,通常指接入到电网产权分界点或新能源电站并网点(PCC点)的新型储能项目,而未接入到PCC点的新型储能项目,不直接与电网企业和交易机构进行调度、交易与结算,即将储能电站视为新能源或传统电源电站的附属设施。而此次《通知》明确的独立储能,无论项目接入点在哪儿,只要符合条件,均可作为独立储能电站,直接与电网企业和交易机构进行调度、交易与结算,极大拓宽了独立储能参与电力市场的途径,是适合新型储能良性发展所需的‘长效机制’之一。”郑华说。


独立储能行业蓄势崛起


中国近期已准许新型储能项目(不包括抽水蓄能项目)作为独立储能参与电力市场,这意味着新型储能项目可通过在用电低谷时段以较低电价购入电力进行存储,随后在用电高峰时段以较高电价出售所储电力,在市场中赚取收益。在此之前,中国的新型储能设施主要由发电企业和电网公司本着提升发电利用效率或者灵活调峰的目的,进行开发配置;在很多情况下,新型储能服务无法被单独定价。


新政策主要针对具备独立计量、控制等技术条件的独立法人实体,以及以配建形式存在但可单独计量并选择转为独立储能的新型储能项目。多能互补项目中配建的储能设施目前尚不能独立参与市场—该类设施原本是为更好地推动风光火储的多能一体化并确保电力供应安全而建。


零售端峰谷电价之差的扩大将 *** 独立储能项目投资增长。自2021年10月各省监管机构开始将高峰电价提升至低谷电价的3-4倍以上以来(此前大部分省份为2.2-3倍),价差不断扩大。2022年上半年,平均价差扩大至690元人民币/兆瓦时,较2021年四季度之前的水平高出15%左右;仅仅6月份就有约75%的省份价差超过700元人民币/兆瓦时。惠誉认为,目前大部分省份的价差水平可使独立储能项目的收入足以覆盖其平准化开发成本(大约500-700元人民币/兆瓦时),并实现盈利。


此外,中国计划到2025年将电化学储能系统成本在2020年的水平上削减30%,这亦将提升新型储能项目的财务可行性。监管机构还在部分地区引入了其他电力辅助服务,使得新型储能项目可以通过参与调峰、调频及无功调节等获得补偿。部分地方 *** 还将提供直接补贴。


对于向电网送电的独立储能项目,新政策规定其相应充电电量将不承担输配电价和其他附加费用——以往这两项费用作为购电成本的一部分分别支付给电网公司和 *** 。惠誉估计,这可将独立储能项目的运营成本再降低100-200元人民币/兆瓦时。


大型工商用户(尤其是高能耗用户)将获益于新型储能项目财务可行性的提升,因建设自己的储能设施将有助于其削减日常用电成本,且可通过在市场上出售储存的多余电力而获得额外收益。集中式风电和太阳能项目的开发商也有望获得储能收益—目前大部分省份要求风电和太阳能项目需配备不少于电力总装机10%的储能容量—但其所配建的储能设施的首要目的是化解由 *** 持续严密监控和监督的潜在弃电风险。



保障良性竞争


有业内人士指出,《通知》为解决现有储能电站的调度、交易与结算等核心问题提供了基础思路,但后续发展仍需深入研究存量储能电站与调度、交易机制之间的关系,制定独立储能电站与现有系统、运行机制、运营机制的协同方案。


“现阶段,新型储能的商业模式较为单一,可参与的电力市场范围、深度都很有限。下一步,只有逐步扩大参与电力市场的范围与品种,新型储能的多场景灵活性优势与价值才能得以体现,在源侧、网侧和荷侧的多元化应用场景中创造新模式、形成新业态。”郑华说。


对此,中国能建集团储能技术专家楚攀指出:“独立储能身份的明确,将吸引电网企业加快布局相关业务。未来电网企业投资建设的储能电站与非电网资本投资的独立储能站,在参与电力市场时,能否获得无差别待遇,实现电力市场公平透明,还有待观察。”


楚攀建议,未来储能参与电力辅助服务市场与电力现货市场交易时,可借鉴证券市场的监督方式,或引入区块链技术进行记录,利用丰富的信息化手段,保障市场参与主体权责一致,公平参与,良性竞争。


此外,郑华建议,独立储能与非独立储能也需要结合地区市场实际需求、交易机制、偏差机制等因素权衡发展,在市场公平竞争中实现利益最大化。


本文来源:新型储能应用联盟,中国能源报,中泰证券


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