【专访】毕马威:新能源强配储经济性不显著 影响储能更快发展
从政策和市场活跃度来看,储能行业已成为2023年的热门赛道。
今年2月,国家标准化管理委员会和国家能源局联合印发《新型储能标准体系建设指南》,提出在今年制修订100项以上新型储能重点标准,用以支持新型储能产业安全、规模化发展。
截至目前,已有近30个省市推出了强制配储政策或“十四五”期间储能发展目标,包括山东、青海、山西、内蒙古等。据界面新闻记者不完全统计,到2025年,这些区域储能建设规模将接近54 GW。
(资料图)
海通国际证券指出,上述区域配储比例普遍在10%-20%,配储时长1-4小时,这将为新型储能的高装机增速“托底”。
在政策“托底”下,储能行业能否在2023年实现跨越式发展?政策落地和企业参与过程中又会面临哪些问题?
毕马威中国与中国电力企业联合会联合3月底发布的《新型储能助力能源转型》报告指出,行业正处于从商业化初期向规模化发展转变的关键期,经济性是储能下一程是否顺利发展的关键。
日前,毕马威中国能源及天然资源行业主管合伙人蔡忠铨、毕马威中国首席经济学家康勇,就储能热门话题接受了界面新闻记者的专访。
以下为采访内容,刊发时有所删节。
界面新闻:如何看待新能源强制配储这一“托底”政策?
蔡忠铨:新能源强制配储,是目前新型储能在发电侧的主要发展动力。在储能成本主要由发电侧承担、储能收益来源相对单一的情况下,发电企业出于经济性考虑,会更倾向于选择低成本储能项目,相对忽视性能和安全问题,传导到储能供应方,就会引发低价竞争问题。
根据毕马威咨询调研,当前新型储能产业链各环节企业典型毛利水平大多不超过30%,多家储能上市企业毛利率水平也出现下降趋势。长此以往,将导致整体市场无法实现良性出清,低成本低性能建设模式,也将给储能产业埋下安全隐患,破坏行业整体生态。
界面新闻:如何看待配储和经济性之间的平衡点问题?
蔡忠铨:新能源配储的经济性还不是很显著,影响了其更快地发展。中国电力市场化机制尚不成熟,新能源配储参与电力市场现货交易仍在探索中,容量补偿机制仍在研究制定中,缺乏统一、平等、稳定的储能容量回收机制,并且发电侧储能参与辅助服务市场条件不成熟。
另外,新能源配储利用率低。根据中国电力企业联合会的调研,为新能源配置的储能项目,等效利用系数仅为6.1%,在电化学储能各种应用场景中利用系数最低。
电化学储能水平等效利用系数为12.2%。其中,火电厂侧储能等效利用系数为15.3%,电网侧储能等效利用系数为14.8%,用户侧储能等效利用系数为28.3%。
界面新闻:从电网侧看,储能成本高昂且很难传导到用户侧,问题的根源是什么?如何解决这一问题?
蔡忠铨:电网侧调峰、调频等储能装机的收益,主要来自于辅助服务补偿,辅助服务的补偿方式和分摊机制由各地区按照“谁提供、谁获利;谁受益、谁承担”的原则,制定相关细则。
但由于电网侧储能技术需要满足大容量、高效率、长寿命等要求,进而需要较高的研发投入,而这些成本都需要电网侧承担,叠加电力系统的负荷和电量波动性较大,用户需求的不确定性导致储能系统的运营成本和风险增加。
另外,由于电力市场不完善,电价受到政策等因素影响,电网侧储能无法通过提高价格把储能成本传导至用户侧。
结合国外市场经验来看,中国电网侧储能亟需开拓容量成本回收机制和电力现货市场,以完善成本疏导机制和扩大收益来源。通过引入容量成本回收机制,可以将辅助服务成本合理传输到用户侧。
容量成本是指储能系统中与储能容量相关的设备和施工成本。容量成本回收机制包括容量成本补偿机制、稀缺定价机制和容量市场三类。例如,我们可以借鉴智利的容量成本补偿机制。目前山东已率先尝试这一机制。
之前,山东的容量补偿电价标准为99.1元/兆瓦时,如今容量补偿电价按峰谷系数进行调整,避免了定价过低起不到激励作用,定价过高会增加用户成本的难题,能够更好地激发容量市场活力。将储能补偿费用平摊至用户侧,储能建设项目至少能获得容量补偿电价的“保底收益”。
界面新闻:如何看待共享储能模式?其商业盈利模式、配储成本传导等方面存在什么问题?
康勇:共享储能电站,即电站资源不专属于某一新能源站或电网,而是以电网为纽带,将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源整合,并统一协调服务于网内所有新能源站,推动源网荷各端储能能力全面释放。独立储能电站,即为行业内通常理解的共享储能电站。
独立储能电站的收益渠道包括容量租赁收入、容量电价收入、电力现货交易收入和辅助服务收入等。
但是这些渠道并没有在全国推广,只是部分省市在进行试点,不同省市独立储能收益模式略有不同。由于各地市场规则不同和储能本身的运行特点,多数情况下储能不能得到全部渠道的收益,只能同时获得其中部分收益。
政府正出台政策积极推动共享储能参与市场化交易。未来随着新能源发电占比的提升,部分省份电力现货市场的峰谷价差有望继续拉大,从而进一步提升储能项目盈利空间,促进独立储能的发展。
界面新闻:对2023年的储能市场如何看待?
康勇:在需求、政策和资本的共同推动下,储能进入发展的快车道,预计今年将保持快速发展。
一是随着可再生能源发电的不断增加,对电力系统的稳定性和可靠性的要求越来越高。储能系统不仅可以提高电力系统的供电质量,也可以在系统故障时提供紧急备用电源,确保电力系统的安全稳定运行。
二是政府对储能产业的支持政策将继续加码,包括对储能项目的补贴、对储能技术研发的资金支持等。
三是储能已成为资本市场热门赛道,持续获得资本青睐。储能尤其是以电化学储能为代表的新型储能,具有技术成熟、建设期短、成本相对低等优势,成为储能赛道的热点,吸引了大量资本流入。
随着不断推进“双碳”目标和新型能源体系的建立,预期未来储能市场,特别是新型储能有广阔的发展空间。不过,短期内也需要关注储能市场收益模式单一、储能系统安全性仍需进一步提升等挑战。
界面新闻:储能能否接过电动车,成为动力电池领域新的增量主力?
康勇:储能电池的主要应用场景包括发电侧新能源配储、电网侧储能和用户侧储能等。
随着可再生能源发电的增加和储能产业政策利好的推动,储能电池将成为动力电池领域新的增量市场,但储能电池要成为动力电池领域增量主力,仍需要继续投入更多的研发、开拓更多的应用场景。
一是技术创新,储能电池需要不断创新,提高储能效率、延长储能时间等,以满足市场需求。二是降低成本,储能电池的成本是制约其应用的因素之一,未来需推动储能电池成本进一步下降。根据云南省能源研究院数据,对于锂电池电化学储能电站,电池设备购置费约占87%。
三是扩大市场需求。新能源汽车电池已经是动力电池领域的主要增长点,但是储能电池还处于发展初期阶段,市场需求相对较小。
(文章来源:界面新闻)
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