CNESA俞振华:分布式储能将成未来方向 用户侧储能发展是关键

作者: | 发布日期: 2018 年 10 月 26 日 11:26 | 分类: 产业资讯

据报道,近期由中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华发表“分布式储能产业发展现状与前景分析”的演讲。

中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华:

感谢主办方,我觉得咱们这个会还是挺有专注性的,“分布式储能技术应用”,我个人理解,分布式跟用电侧的储能是相关的,应该说从我们储能的厂商或者储能技术服务的角度来看,这应该是真正行业的未来,因为实现能源互联包括最佳的性能比,我们认为短期发电侧新能源并网等等的需求,但是能源互联这个角度未来一定是在用户侧、在分布式,这个是真正的储能行业未来,也体现储能的真正价值,改变整个电力产业的格局。

把我们现在储能联盟秘书处研究部的一些,跟用电侧或者跟分布式相关的一些研究跟大家快速分享一下,分几个部分:

第一,行业背景;

第二,国内现在在分布式储能商业化的模式;

第三,国外分布式模式的分享;

第四,政策和发展展望。

储能分配,储电、储热、储氢、储气,我们现在最关注的是储电这块,应该说最近三年是受益于电动车发展最快的锂电池技术,其他技术繁多一般我们会跟锂电做对比,未来5—10年我们认为各种技术存在的长期格局依然存在,不会改变。每年联盟有一个储能的项目库,会对全球国内储能项目的数据进行更新,这是2017年底的,2017年我觉得可以参考这些数据,全球175GW,其中电化学储能2.9GW,增量基本上大部分都是靠电化学电池,这是挺大的变化,而且趋势越来越明显。全球可以看到锂电占76%,2017年914兆瓦,规划3GW。今年的上半年,看到秘书处的数字,全球今年同比的增长超过150%,不仅在中国,在全球范围都是快速成长的阶段。中国到2017年底总量是389.8兆瓦,我就是电化学储能,因为这个是相对成熟的技术,变化不大,但是中国还有一个小高潮,今年年初又批了9GW的电站建设,建设期8年。电化学储能我们相信未来要远远超过这个速度。

2017年新增投运121兆瓦,2016年120兆瓦左右,2017年相对2016年增长并不大,当然也反映到当前在储能领域,虽然关注度比较高,但是还是存在一些具体项目落地的问题,待会儿具体再跟大家分享。

储能大家关注比较多的一直说储能,他是电力系统的必要组成部分,在各个环节,发电侧、辅助服务、电网可再生能源领域、用户侧,都有不同的效益,我们今年用电侧核心还是电价管理,多重效益还是比较难实现的,跟我们能源行业特有的一些规则还是有关联的。

根据应用的分类,全球储能是在用户侧、电网侧、并网侧、辅助服务,有一个分配比例,但是这个统计数据,因为我还问了一下我们秘书处的统计人员,可能全球在用户侧这块数据搜集是一些规模的,就是一般工商业这种用户侧,户用储能数据还没有收尽,有一个纠正,用户侧实际上是一个被低估的数据。当然从短期来说,从盈利模式来说,储能是做辅助服务,一些好的机会,因为这是2017年底的数字,辅助服务占了34%,2018年全球新增储能项目51%是辅助服务。

应该说在2017年前,中国各地的应该是在2017年底以前的情况,在没有特殊政策的情况下,用户侧靠峰谷差价能够把模式支撑起来,所以2017年前,大部分项目都是在用户侧,依靠这种项目,反正在新能源并网、辅助服务项目上很少。

到2018年现在看比较特殊的几个地区,是江苏、河南、青海,这几个地方是我印象比较深的,也是跟今年的情况有点关系,因为从2017年底之前,当时一直来讲是三类的储能项目,电网侧的调峰调频,就是在发电侧的,调峰调频跟火电基础相关的,这是在东北和华北,在西北是新能源并网侧的,跟风光结合的储能项目,负荷侧是江苏、广东、北京、上海,这是负荷侧、用电侧的储能项目,这是有特色分布的。今年是电网侧的项目开始急剧增加,以江苏、河南、湖南、甘肃,最近都在上这些项目。

我们今天当然主要我们还是在分享用户侧,目前用户侧盈利的商业模式最主要是在峰谷差价,除了峰谷差价,电力管理、电能质量、减少用电损失,都是目前在用电侧的盈利点。潜在盈利点是未来。未来产业的挑战情况也是比较明显的,除了峰谷差价,包括需要电费、电能质量、光伏发电收益、减少停电损失,实际很难从用户这里获得切实的收益,真正看峰谷差价就是最切实的,包括需要电费,都是从用户收取过程中存在挑战的。

用户侧收益是四类,联盟秘书处当时有一个模型进行计算的。

北京一个具体的项目为例,北京市实际上峰谷差价,高峰1块3、1块4,尖峰到1块4、1块5,谷段是3毛2、3毛7,实际上在全国范围来说峰谷差价是比较高的,即使在比较高的情况下,投资回报实际上收益并不是特别理想,这是联盟当时考察的实际效果,单纯从账面分析,规模的储能项目在运营侧,比如像铅炭单位可以到1块3,1块5以内,投资回报来说都还可以,不错的。从用户侧项目来说,他的规模其实一般来说,到2.5兆瓦时就是很大的规模了,这个达不到目前储能的规模效益,一般像主要厂商做一般工商业的项目,一般都是5兆瓦时或者10兆瓦时,这样他的规模经济效益会有,在少的情况下实际上两块成本是在具体的项目中是很难去早期段很难克服,一个是项目开发成本,根据后来成本修正值后421万,600万是真正的用户实际成本,他在项目开发,包括项目没有达到一定规模之后,像安防,包括软件等类似投入,使得单位的千瓦时成本是要超过2块钱的,1块8到2块,实际上是1块2以上的,我们一直说1块5是行业的一个拐点,如果是千瓦时的成本低于1块5,其他成本能超过5400,这样相对来说是用户也好、各方也好能够接受的成本。这是一个实际情况案例,这也是为什么各地现在一直在呼吁峰谷差价之外应该是给予像电力需求侧补偿也好或者给予一些固定的进入项目的补贴也好,这个在现在这个阶段还是需要的,特别是在分布式用电侧。

目前来看,用户侧项目应该也有一些,但是基本上来说,现在这个项目都叫“投资+运营”,投资主体基本上都是设备厂商,就是在6—9年的投资收益回报期,社会资本很难参与的,而且还要考虑到投资的风险、收益率的不确定性,现在一般来说是厂商通过销售自己的设备,他来去做这种信用担保,来做这种投资,这样的话支撑目前的这种项目。但是未来的项目,随着成本下降,应该说包括未来新的收益点建立,新的模式应该会有。

对比看看国外的用户侧,美国一直大家说的加州SGIP的补贴和纽约州的管理补贴,为什么他们的商业模式能成立?节约需要电费,加上电价差,为什么给那么高的安装补贴?因为储能在电力系统里边的投资来说,在用电侧或者分布式发电相关的并网侧,分布式发电本身跟用电是结合在一起的,上储能它的效益是最明显的,带动电网整体投资效益的提升、使用效率的提升。所以目前看,最值得在政策这块支持的是在用户侧,用户侧还有一个好处,因为他的储能量是跟负荷的使用相关的,不会说像过去那种光伏风电直接并网的这种项目带来投资过剩,因为政策基本上双刃剑,投资过剩或者政策引发新问题,在用户侧是不存在这些问题的,用户侧如果量上的大,自然而然投资效益就下降。

用电侧的政策,从全球来说是对整个电力系统一个很好的推进促动,这也是带动一些储能的项目。

Sonnen在德国的储能情况,户用光伏+储能的安装补贴,一个是德国,后边还有一个澳洲。它的真正的推动力是,因为德国还有澳洲的电价都是比较高的,目前的光伏已经是在这些地方实现了平价上网了,而且电价应该是优于电网中的电价,所以说光伏的并网问题在用户侧,这个成为一个是不是能够充分消纳反而成为新的一个推动点,这样的话鼓励用户上储能,能够去解决光伏并网的问题,当然他是推了一个能源共享的概念,在德国。在澳洲也是类似的,因为光伏现在有一个非常明确的电机优势。

我记得澳洲的电费现在每年电费是360澳元。我印象中光伏在澳洲应该是超过2块钱的,2块—3块,就是电网的电价,光伏电价如果能够被充分使用,上储能就会非常有收益。通过底下的收益方式,这是0.31澳元/千瓦时的年电费,通过光伏+储能的套餐,年电费支出只有480澳元,通过7.5千瓦的光伏,加上储能每年能节约2900澳元的电费,这是非常明显的盈利模式。

最后回到我们国内。国内应该说真正储能的系统政策是去年的10月份,能源局和几部委联合发布的《储能发展指导意见》,是把“十三五”和“十四五”储能产业格局做了一个阐述说明,分别就17项重点任务和应用领域,发电侧、能源互联网等都提到,大家不妨看看这个文件,因为基本上可能是未来行业的指导大纲,政策给很多背书的,的确缺细则。从指导意见来说,第一,是没有去约定补贴。但是没有约定补贴并不是说行业就不需要补贴了,指导意见的本意,一方面是支持,通过电力市场这种方式,就是给予电价也好、机制也好,这个指导意见是明确去说明的,包括西部发电侧,储能如果要参与电网调度,参与电网调度补偿方式应该建立起来,这个指导意见都明确规定了,给了一个算是行业背书,具体落实的细则应该是在地方这块,所以说今年随着指南意见出台,很多地方江西、邯郸等,跟当地有一些储能的产业或者储能技术的产业相关,可能出台一些产业发展地方支持的意见或者地方的补贴。地方像包括华北、包括内蒙、包括今年的广东,跟辅助服务相关的政策,也是配合这个指导意见在出台。

在用户侧,刚才是属于基础设施投资的,用户侧这块的政策,目前国内走的比较靠前的一个是江苏,北京还属于在拟,北京虽然在拟但是在朝阳区的补贴是已经够着的。用户侧补贴政策,因为本身是在江苏、广州和北京、上海都提到,这个是负荷中心,用电的峰谷差价现在是最高的,对储能的需求也比较多,所以说江苏今年是出台一系列政策,包括峰谷差价、尖峰电价、交易机制,把尖峰的电价、额外的电价进入到用户需求侧和储能补偿总的市场的盘子,包括江苏的电网,他们也明确有非常强烈的需求,我记得他们提9GW,江苏一个省的储能需求。

这是关于北京的政策,当然北京的政策主要还是围绕储能,把储能跟电力需求侧响应是结合的,北京的需求响应应该是从2014年曾经推过一段时间,之后我们没有延续,不是说政策不延续,只是在做调整,未来应该说包括市场效益跟需求响应都是结合在一起,储能都能纳入相关的政策。

这是北京的政策,北京现在是光伏的补贴,因为“5·31”新政之后应该说光伏补贴取消了,但是北京市地补还是有的,分布式光伏配储能还是有一定的优势的。从沟通来看,虽然明确了综合能源项目的示范,补贴没有出来,但是支持资金是应该会有,从政府相关部门他们的反馈来看。

另外一个,刚刚提到区域的财政资金支持,朝阳区现在已经开始在做储能项目纳入专项资金支持,额外20%的补助支持。

未来的可能是一些发展展望,在用户侧在中国是哪些地方或者什么样的形式比较适合他们做的,目前看:

第一,三类地区用户侧储能应用,应该是良好的电价环境,北京、广东这几个峰谷差价比较好的地方,如果能拿到一个相对来说有竞争力的储能产品是可以上的。第二是政策支持的,邯郸、宜春、北京、湖南、毕节都属于这样的地区。第三,市场辅助服务,包括用户侧、分布式发电并网侧,参与到辅助辅助调频,目前来看可能明年就会有。

第二,工商业用户侧,这也是中国特色,中国因为我们的电价是倒挂的,商业电价最高、军民电价最低,跟国外是反着的,国外最早是户用储能,电价是最适合上储能的领域。

第三,综合示范项目拉动储能应用。

第四,独立电储能的商业价值。目前来看,应该说在特定的场合,峰谷差价要不然比较高,要不然有综合的收益,既做UPS、又做能源管理,或者像港口。

第五,分布式光储,因为随着光伏的分布式平价上网,成为一个可能未来改变行业格局的。未来相信让分布式储能能够发展起来。

最后是联盟的一个规模市场预测,每年会更新一下,基本上数字偏差不大,预计到2020年底,用户侧储能到1.059GW,电化学储能总装机52.5%。这个预测也是源于联盟跟主要的储能技术厂商跟未来他们的市场和产能的计划相关做的一个预测。

来源:北极星储能网

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