新疆試水獨立儲能容量電價
動態(tài)2023-06-25
萬億儲能賽道上，財大氣粗的央國企正在疾行卡位。
2022年以來，風光裝機持續(xù)放量，新型電力系統(tǒng)對儲能的強勁需求得以釋放;與此同時，從中央到地方不斷加碼的政策支持，也使儲能從遙遠愿景變?yōu)楝F(xiàn)實。在蓬勃的儲能建設中，以五大發(fā)電為代表的央國企搶灘登陸成為主力軍。
國家能源局4月發(fā)布的《2023年能源工作指導意見》指出，2023年非化石能源發(fā)電裝機占比提高至51.9%左右，相對火電，這一比例首次過半。今年，光伏裝機增速仍高達30%。由于新能源發(fā)電的高波動性，可在新能源大發(fā)時充電、出力小時放電的儲能電站，建設需求日益緊迫。
當前，國內各省份陸續(xù)對新能源項目上網(wǎng)提出配套儲能要求，業(yè)內稱之為“強制配儲”政策，也是近兩年國內儲能裝機快速增長的主推力。2019年以來，全國共有逾22個省份出臺了新能源配置儲能的政策，配置比例約為5%至20%，這也是電源側儲能裝機增長的直接推動力。
從應用場景劃分，有的配儲項目在發(fā)電側，目的是匹配電力生產和消納、減輕電網(wǎng)壓力等;另一大場景是在電網(wǎng)側，用于減少或延緩電網(wǎng)設備投資、緩解電網(wǎng)阻塞，以及為電力系統(tǒng)提供調峰調頻等輔助服務。上述兩類被稱為“大儲”，以區(qū)別于用戶側小功率儲能。
據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，截至2022年底，已投運的電化學儲能電站，近半分布在電源側，占比達48.4%;電網(wǎng)側占比為38.7%;用戶側只有12.9%。在占據(jù)半壁江山的電源側儲能中，五大發(fā)電集團成為主力軍;而在傳統(tǒng)的抽水蓄能電站建設中，央企更是承擔了中流砥柱的作用。
已經(jīng)在新能源發(fā)電項目開發(fā)中領先的央企，正努力把自己的優(yōu)勢進一步擴展至儲能領域。
超4千億抽水蓄能盛宴
在現(xiàn)有的儲能市場中，抽水蓄能是央企的優(yōu)勢領域。
在新能源占比逐步提高的新型電力系統(tǒng)中，抽水蓄能電站是保障電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行的重要調節(jié)電源，具有技術成熟、經(jīng)濟性優(yōu)、調節(jié)容量大等優(yōu)點。據(jù)中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟統(tǒng)計，截至2022年底，中國已投運的電力儲能項目累計裝機約5940萬千瓦，其中，抽水蓄能占據(jù)最大比重，接近八成，累計裝機約4610萬千瓦。
國家能源局印發(fā)的《抽水蓄能中長期發(fā)展規(guī)劃(2021-2035 年)》提出，到2025年，抽水蓄能投產總規(guī)模6200萬千瓦以上;到2030年，投產總規(guī)模1.2億千瓦左右。規(guī)劃布局重點實施項目340個，總裝機容量約4.21億千瓦。同時，儲備項目247個，總裝機規(guī)模約3.05億千瓦。
根據(jù)中國水力發(fā)電工程學會抽水蓄能行業(yè)分會抽水蓄能行業(yè)分會給出的數(shù)據(jù)，截至今年2 月16日，“十四五”期間已核準抽水蓄能電站共計67個項目，裝機規(guī)模合計為9219.1萬千瓦，項目投資金額合計約為6116億元。
華夏能源網(wǎng)注意到，在這場抽蓄盛宴中，老牌的五大發(fā)電集團目前共有57個電站項目，總投資金額超4000億元。57個項目中，已公示容量的電站總裝機容量高達70000MW。其中，華電集團25個，是第二名華能集團(12個)的兩倍之多，第三名是國家能源集團(10個抽水蓄能電站)，國家電投集團和大唐集團分別是6個和4個。
這些抽水蓄能電站都分布在什么地方呢?項目最多的省份是西藏，有7個。五大發(fā)電集團57個抽水蓄能電站中，裝機規(guī)模最大的，投資金額最高的也都在西藏。其次是貴州、廣東、湖北、湖南和山西，均各有4個項目。
57個項目中，容量最大的是華能集團的西藏芒康熱巴抽水蓄能電站，電站初擬裝機容量3600MW，工程靜態(tài)投資約232億元，這個項目也是在已公示金額中額度最大的。
這57個項目中，已公示投資金額的8個項目中，除了最貴的西藏芒康熱巴抽水蓄能電站，國家電投集團的吉林省汪清抽水蓄能電站超過了100億元，其他電站都在60億元左右，投資規(guī)模最低的也有18億元。
盡管很多項目目前還沒有給出投資金額，但是仍然可以有一個大致估算。以湖北恩施大龍?zhí)冻樗钅茈娬緸槔?，其靜態(tài)投資成本為6000元/kW。如果以這個作為抽水蓄能行業(yè)平均標準，乘以總裝機容量約70000 MW，可以得出57個項目總投資金額大約為4200億元。
當然，中國抽水蓄能電站最有優(yōu)勢的投資者還是電網(wǎng)企業(yè)，國家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)擁有超過八成的抽水蓄能電站。由于抽水蓄能選址愈發(fā)艱難，五大發(fā)電集團要想在儲能方面全面趕超，新型儲能是突破口。今年以來，鋰價大幅回落、鋰電池面臨過剩局面下，五大發(fā)電進軍新型儲能迎來新機遇。
集中進軍新型儲能
新型儲能一般是指除抽水蓄能外的新型電儲能技術，包括電化學儲能、壓縮空氣儲能、熔融鹽儲能等。從累計規(guī)模來看，中國目前的新型儲能絕大部分是電化學儲能，即通過電池完成能量儲存、釋放與管理的儲能技術。
電化學儲能產業(yè)鏈分為三個環(huán)節(jié)，上游設備商、中游系統(tǒng)集成商和下游運營方。儲能項目的建設流程是，運營方對儲能項目進行招標，系統(tǒng)集成商去競標，電池企業(yè)向集成商提供儲能電池。當電力集團與電池企業(yè)簽訂合作協(xié)議后，招標時通常會規(guī)定須使用其合作電池企業(yè)的產品，系統(tǒng)集成商再與該電池企業(yè)簽訂長期采購協(xié)議，鎖定未來一段時間的電池供應。
華夏能源網(wǎng)不完全統(tǒng)計，截至目前，五大發(fā)電集團共有253個新型儲能項目進行了招投標公示，項目已公示規(guī)模高達11777MW/30793MWh。
從新型儲能的技術路線上來看，已經(jīng)公示了技術路線的項目中，91%(94個)都是電化學路線，少量是壓縮空氣和飛輪項目，分別是5個和4個。94個電化學項目中，有63個為鋰電池項目，其中有一個是鈉和鋰混合使用。另外，有3個項目是全釩液流電池，2個項目采用了鉛碳電池。
五大發(fā)電集團253個新型儲能項目中，在項目數(shù)量上居首位的是國家能源集團，共有98個項目，華能以62個項目排第二，排在第三的是國電投，有49個項目，跟在后面的是華電，有37個項目。最少的是大唐，僅有7個。
從新型儲能裝機規(guī)模上來看，位居首位的是擁有先發(fā)優(yōu)勢的國電投。國電投49個項目總規(guī)模為3952MW/9391MWh，其中18個項目規(guī)模為100MW或以上。
五大發(fā)電集團253個新型儲能項目中，規(guī)模前十的項目中，國電投占了7席。其中，最大的項目是今年4月發(fā)布的國電投云南國際電力投資有限公司“浙江會戰(zhàn)”儲能項目，該項目是在浙江省范圍內以服務商形式獲取的零碳電廠，預估總容量約600MW/3000MWh。
國家能源集團的98個項目，合計總規(guī)模為3712MW/8760MWh，有12個項目規(guī)模是在100MW或以上的，最大的項目科環(huán)集團國能智深甘泉堡源網(wǎng)荷儲一體化變電站數(shù)字孿生系統(tǒng)及換電站設備建設項目，規(guī)模為340MW/680MWh。
華能的62個項目，合計總規(guī)模為2547MW/7155MWh，有14個項目是100MW或以上的，最大的項目規(guī)模為300MW/600MWh，位于內蒙古的上都百萬千瓦級風電基地項目配套儲能。
從新型儲能項目的地域分布來看，上述253個項目中，新疆全國排名第一，共有48個項目，比并列第二名的內蒙古和山東的項目數(shù)量加總還多，這兩個省份均有20個項目，浙江和山西排第四和第五，分別是16個和14個。
躲不過的商業(yè)痛點
由于電網(wǎng)企業(yè)旗下抽水蓄能電站有優(yōu)先上網(wǎng)的便利，五大電力集團在抽水蓄能方面很難與電網(wǎng)企業(yè)競爭。因而，五大電力集團將儲能的未來鎖定在了新型儲能上面，這是很明智的選擇。但是，新型儲能商業(yè)痛點依然是五大電力集團繞不開的難題。
目前，新型儲能缺少在投資回報、成本疏導上的市場化機制，比如發(fā)電側配備的新型儲能項目，是要配合風光消納，其使用率過低，以至于項目建成后多半時間用來“曬太陽”。新型儲能的度電成本目前仍在0.6元以上，使用率低讓項目的經(jīng)濟性雪上加霜。
在今年兩會上，華能集團董事長溫樞剛表示，隨著我國新能源的快速發(fā)展，新型儲能也迅猛發(fā)展。但是，當前存在“新能源+儲能”整體利用率低、成本高效益低的問題，相關市場機制需要加快完善落地。
中國能源建設集團董事長宋海良也表示，當前迫切需要在健全新型儲能政策體系、突破并形成核心技術體系、完善標準體系、形成穩(wěn)定的商業(yè)模式等環(huán)節(jié)加快集中攻關重大共性問題，盡快培育形成成熟的新型儲能一體化解決方案與集成技術。
上述兩位央企領導人的意見表明，由于儲能產業(yè)存在的痛點，電力央企已明確看到問題，建言獻策尋求解決之道。
要破解新型儲能發(fā)展瓶頸與堵點，目前各方共識是，需要賦予新型儲能以獨立儲能市場地位。
“獨立儲能”是指具有獨立法人資格，同時具備獨立計量、控制等技術條件和其他要求的儲能電站。2022年6月7日，國家發(fā)改委、能源局下發(fā)《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》(下稱《通知》)，明確新型儲能市場定位，推動獨立儲能參與市場交易。但是，在實際落地中困難重重，各省差距巨大。
走得比較領先的山東，在電力現(xiàn)貨市場已進入長周期連續(xù)結算試運行，率先探索了獨立儲能電站參與現(xiàn)貨交易。
現(xiàn)貨模式下，山東的獨立儲能電站有三部分收益來源：一部分是賺取發(fā)電側峰谷價差，但難點在于預測，類似買賣股票的點位預測;一部分收益來自容量補償，山東給予可調節(jié)電源0.0991元/千瓦時的容量補償費用，這部分費用從用戶側收取;第三部分是租賃費用，也就是其他新能源電站如果選擇自己不配儲能，可以付費租賃儲能容量。
以三峽集團所屬三峽能源慶云儲能示范項目為例，該項目造價4.4億元，2022年3月現(xiàn)貨市場充放電價差套利加上容量補償費用，月收益在200多萬元。增加租賃收益后，月收益有望達到500余萬元。當然，峰谷價差套利是最具技術含量的部分，有的時候預測不準負荷曲線，也會導致該項目一天賠好幾萬元。
而在沒有現(xiàn)貨的省份，電源側、電網(wǎng)側新型儲能收益來源，主要是參與輔助服務市場收入、容量租賃等。決定輔助服務收益的兩個核心，分別是價格和利用小時數(shù)。但目前輔助服務市場機制仍不完善，儲能項目很難獲取收益。
在國家電投戰(zhàn)略規(guī)劃部副主任李鵬看來，儲能應用于電力系統(tǒng)，如果商業(yè)模式走不通，將來很可能會“一地雞毛”。
“適用于電力系統(tǒng)的儲能技術還有待研發(fā)，電化學儲能在調頻、長周期等痛點上性能也有待提升，仍有安全問題。”李鵬直言，過于樂觀、不計成本地大干快上大規(guī)模的新型儲能，很可能會大幅增加電力系統(tǒng)成本，從而推高社會用能成本，這可能有違發(fā)展新能源的初衷。
如此看來，五大發(fā)電集團強勢進軍萬億儲能市場，面臨的困難還很多。大干快上之下，是占據(jù)了先發(fā)優(yōu)勢，但解決不了的難題將來都是隱患。
來源：華夏能源網(wǎng)
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