2019储能市场新模式前瞻

作者: | 发布日期: 2019 年 02 月 14 日 10:01 | 分类: 产业资讯

政策红利 共同推动

2019年储能行业将保持良好发展势头已经成为共识,共识的形成主要基于政策的有力推动。

首先,能源革命和电力体制改革带来政策红利,将长期助力储能行业发展。当前,随着技术突破,可再生能源的装机总量仍在不断增加。截至2018年年底,全国风电、光伏累计装机3.6亿千瓦,占全部装机比例的近20%。同时,由于新能源不稳定、消纳难现状仍然存在,市场对储能的需求必将继续扩大。

第二,国家对储能产业的扶持政策密集出台,成为行业发展的重要推动。2015年后,储能列入“十三五”规划百大工程项目,并首次正式进入国家发展规划。2016年6月,国家能源局下发《关于促进电储能参与“三北”地区电力辅助服务补偿(市场)机制试点工作的通知》,明确在发电侧建设电储能设施。无论是发电侧还是用户侧,储能都获得了独立市场地位。

2017年11月,国家能源局下发《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》,提出鼓励采用竞争方式确定电力辅助服务承担机组,按需扩大电力辅助服务提供主体,鼓励储能设备、需求侧资源参与提供电力辅助服务,允许第三方参与提供电力辅助服务,并确定2019~2020年,配合现货交易试点,开展电力辅助服务市场建设。

在众多政策中,以国家发改委、国家能源局等五部委发布的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》(发改能源〔2017〕1701号)最为关键,这是当前促进储能技术与产业发展的主要政策与机制推动力。

第三,地方政府、电网公司出台的相关政策和实施细则,是促进储能行业发展的直接推动力。

在地方层面,截至2018年5月底,国家已批复东北、福建、山东、山西、新疆、宁夏、广东、甘肃等8个地区开展辅助服务市场建设试点工作。各地均对储能给予与发电企业、售电企业、电力用户平等的市场主体身份。这意味着,电储能既可在火电厂或集中式间歇性能源发电基地等发电侧,也可在负荷侧,或以独立市场主体身份为系统提供调峰等辅助服务。

2019年伊始,国家电网有限公司发布《关于新时代改革“再出发”加快建设世界一流能源互联网企业的意见》,指出要研究探索利用变电站资源建设运营充换电(储能)站和数据中心站的新模式,拓展服务客户新空间,以及大力开拓电动汽车、储能、综合能源服务等新兴业务,促进新兴业务和电网业务互利共生、协同发展。这两条措施的背后,都透露出电网将在储能领域持续布局。

盈利模式新老并行

现阶段,储能的盈利模式包括峰谷电价差套利、辅助调频服务收费等,2019年,除了这两种盈利模式外,包括分布式储能、集中式可再生能源储能和电网侧储能等新的盈利模式也将逐步成熟。

分布式储能的发展,主要基于分布式可再生能源,特别是分布式光伏的快速发展。

中国光伏行业协会在2019年年初发布数据称,分布式光伏的发展在2017年开始发力,2018年,全年装机约20吉瓦,已与地面电站装机量平分秋色。由于分布式可再生能源的间歇性、波动性比较大,如果缺少储能,将会影响分布式系统的稳定性、可靠性,从而对储能提出硬性的需求。

第二种模式,是集中式可再生能源储能有望继续增加。

随着可再生能源大规模接入电网,局部地区产生大量的弃风、弃光问题,主要原因是可再生能源的间歇性、不稳定性,也就是不可调度性。通过储能技术手段可以把不可调度的“垃圾电”变为可调度的“优质电”。而且,储能在增加可再生能源上网电量上有放大效应或杠杆效应,据测算,1兆瓦的储能可以提高2~3个兆瓦甚至更多的可再生能源上网电量。

第三个是电网侧储能,这种模式在2018年已经快速发展起来,2019年有望进一步拓展。

在这种模式里,通过电网侧储能可以实现削峰填谷,实现电能在时间、空间和强度上更加和负荷匹配,从而降低电力系统投资,增强电网对可再生能源的消纳能力,提高电网的安全性、经济性和效率。电网侧储能项目的开发主要是电网公司或公共事业公司,通过采购储能项目解决方案或者服务的形式来实现。

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