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17.03GW!前11月储能装机规模超去年全年16%

作者: | 发布日期: 2023 年 12 月 14 日 11:21 | 分类: 产业资讯

随着新能源大规模开发,储能装机投运的规模和速度也在加速推进,在一些列政策推动下,储能盈利模式也逐渐清晰,呈现多元化特点。

年底“扎堆”并网

据中国储能网不完全统计,1-11月,已经公开的储能装机投运项目共395个,规模达17.035GW/38.455GWh。今年5月,中国化学与物理电源行业协会储能应用分会公布的数据显示,2022年中国储能新增装机量约14.7GW。

也就是说,今年前11个月的储能装机规模已经超过去年全年装机规模的16%,随着年底储能项目扎推投运,这一数据将进一步扩大。

从前11月新增储能投运项目装机功率占比来看,电化学储能占主导地位,装机量为15.557GW,占比为84%;抽水蓄能装机规模为2.45GW,占比13%;超级电容、飞轮储能、压缩空气、熔盐储热等项目装机为0.535GW,占比3%。

前11月投运的储能项目中,各种技术路线百花齐放,锂离子电池仍然占绝对的主导地位,装机项目达360个,规模为14.496GW,占比为99%。另外,共有2个钠离子电池储能、7个液流电池储能、2个铅碳电池储能、1个铅酸电池储能等新技术也得到了应用落地。

从应用场景来看,电网侧装机规模超过电源测,功率为10.707GW,占比64%;电源侧装机规模为5.734GW,占比为34%;用户侧装机0.372GW,占比为2%。

分区域来看,西北地区得益于风光发电配储项目较多,前11月装机投运规模最多为5.14GW;华东地区在山东、浙江、安徽等省份强有力的政策推动下,该区域电网侧独立储能、集中式共享储能、工商业储能得到了很好的发展,前11月装机规模仅次于西北地区,为4.096GW;华中区域装机规模排第三,为2.13GW,今年上半年,湖南省凭一己之力,投运12个储能项目,装机规模高达1.2GW,将该区域储能投运规模推向top3;西南地区装机规模为1.95GW,主要的贡献量来自于贵州省,该省11月新型储能装机规模高达1.2545GW/2.511GWh,大幅领先于其他省份,在电网侧新型储能项目投运的12个项目中,贵州省独占9个百兆瓦级项目,其中7个储能电站是贵州省首批独立共享储能示范项目。

从装机投运的时间来看,11月份新型储能扎堆投运,装机项目多大75个,总规模达到3.469GW/8.826GWh,环比增长235.31%,成为今年以来投运规模最高的月份。

从项目投建方来看,国电投、中国能建、中核、华能、华润、大唐、三峡、中电建等央国企仍然是这些储能项目落地的主导力量。

值的关注的是,11月,国家能源局组织发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知(征求意见稿)》,从制度层面确定了新型储能并入电网,及并网后调度运用的原则,对于新型储能市场的发展将起到积极的推动作用。

另外,地方层面,为推进储能项目并网,今年7月,贵州省能源局表示,在今年能源结构调整专项资金项目申报方面,对2023年11月底前建成并网的独立储能项目给予支持。

频现“首个”、“最大”

在今年已投运的储能项目中,“最大”、“首个”成为高频词汇。

比如,11月30日,中核三门200兆瓦滩涂光伏项目正式并网,标志着全国首个“核光储多能耦合”及中核汇能首个自主开发建设的滩涂光伏项目正式并网发电。项目可将包括太阳能、核能、电池的化学能等多种能源转化为电力,形成互补。

11月29日,安徽宣城首家5MW/15MWh用户侧储能项目成功并网,这是安徽省内单体装机容量最大的用户侧储能项目。

11月29日,江苏省容量最大的独立共享储能项目——江苏丰储200兆瓦/400兆瓦时(即额定功率200兆瓦,最大容量400兆瓦时)储能电站在南通市如东县并网,这座电站两个小时内最多可充电40万度。

11月27日,华能自主研发的全球装机容量最大单层站房式储能电站——上都百万千瓦级风电基地配套储能二三期工程实现全容量并网。该项目的亮点是,二三期工程采用站房式储能技术路线,通过单层站房式储能系统布置方式,大幅提升储能系统能量密度。

9月8日,在新疆哈密十三间房风区,全疆首座电网侧新型独立储能电站正式并入哈密电网,项目具有发电侧储能和电网侧储能双重特性,并网后,以电网侧独立储能方式投入商业运营。

8月,新华发电莎车100万千瓦光储一体化项目全容量并网。该项目总投资约50亿元人民币,装机容量为80万千瓦,配套储能20万千瓦/80万千瓦时,是目前中国最大的电化学储能电站。

随着各地储能项目建设如火如荼,项目交付的速度也屡次刷新记录。

今年8月,海辰储能供货的大唐重庆铜梁100MW/200MWh集中式储能电站项目并网,创下了百兆瓦级大型储能电站35天交付的行业“新速度”。

盈利模式仍待“破局”

一系列政策的推动下,国家和地方层面对新型储能的盈利模式与商业模式的探索仍在推进,呈现多元化特点。

就政策支持层面来说,近三年来,11个省份发布了新能源配储补贴政策,方式主要包括放电补贴、容量补贴、投资补贴。12个省份发布了新能源配储参与辅助服务市场的政策,交易品种主要包括调峰、调频、备用等。

统计显示,仅今年前7月,各地便发布321项储能政策,相当于去年全年总量。

目前来看,储能的商业模式逐渐清晰,但成熟可持续的盈利模式仍期待政策“破题”。新型储能主要以提供调频调峰等辅助服务为主要盈利手段。新版“两个细则”促进了辅助服务市场建设,目前,华中、西北区域、南方、华北、华东、东北和江苏、山东两省相继出台了新版“两个细则”,为一段时期内电力辅助服务的谋划了方向。

但是由于电力辅助服务市场不够完善,加上并网项目越来越多,辅助服务市场将出现“僧多粥少”的情况,仅依靠调频、调峰服务,难以形成对新型储能项目有效的成本疏导和收益保证。在新型储能的利用率较低、盈利模式不清晰的情况下,容量电价机制被认为是能够为新型储能实现盈利托底。

11月22日,国家能源局发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知(征求意见稿)》明确,以市场化方式促进新型储能调用,通过合理扩大现货市场限价区间、建立容量补偿机制等市场化手段,促进新型储能电站“一体多用、分时复用”,进一步丰富新型储能电站的市场化商业模式。

这也意味着,对于储能容量补偿,国家层面的政策即将出台。其实,对于这一政策,山东等5个省份已经开始先行先试。

山东明确,新型储能作为独立市场主体参与市场交易,执行基于市场化模式下的“电量电价+容量电价”两部制上网电价机制。新型储能向电网送电时,可根据月度可用容量获得容量电价补偿,具体补偿标准根据当月电力市场供需确定。经省能源局确定的示范项目,补偿费用暂按电力市场规则中独立储能月度可用容量补偿标准的2倍执行。

甘肃省要求,独立储能按其额定容量参与调峰容量市场交易,申报和补偿标准上限暂按300元/(MW·日)执行。

但是,也有观点认为,容量电价不是根治储能盈利难题的灵丹妙药,过度采用容量这一商业模式将拉高电力系统的安全调节总成本,增加全体电力用户负担。

分时电价时段优化和峰谷价差拉大促进了2023年工商业储能市场的爆火。从12月份各地区公布的12月电网代购电价来看,19个地区的最大峰谷价差超过0.7元/kWh,广东省(珠三角五市)最大峰谷价差最大,达到1.3376元/kWh。

另外,共有20多个地区执行尖峰电价。与11月份相比,23个地区最大峰谷价差进一步拉大,江西省涨幅最大,达到30%,其次是重庆,超过28%。尖峰电价可以有效提升储能峰谷价差套利收益,一些地区通过“两充两放”,缩短投资回收期。

值得一提的是,在福建省11月公布的完善分时电价政策的通知里,福建省工商业储能客户可制定三充三放得充放电策略,工商业储能设备的可利用次数和小时候数进一步增加,这意味着工商业储能的盈利空间将进一步增加。可以预见,伴随着全国各地不断拉大峰谷价差,差价越大的地区,越会成为工商业储能争相抢夺的“阵地”。

尽管如此,市场对工商业储能市场仍存在忧虑,最大的担忧是各地的政策、补贴能不能长期存在。很多的投资方会考虑,当大量的工商业储能项目落地之后,市场将会饱和,电价差达不到预期。

从国外的经验来看,虚拟电厂将会成为工商业储能的最佳盈利模式,而不是仅仅靠初期阶段的峰谷电价差。对于储能盈利模式模糊,经济性差这一被行业长期诟病的难题,深度参与现货市场交易,或是一剂良药。

2022年,山东率先推出新型储能参与现货市场交易,陕西、甘肃等地紧随其后,发文推动新型储能参与现货市场运行。在现货市场竞价交易中,低购高卖可获取不错的收益。

整体来看,新型储能参与现货市场仍在探索阶段,地方性支持政策仍较少,电力现货市场峰谷价差也有待进一步拉大,需要打通壁垒,让储能在能源保供的大潮中,真正的找到定位和适合的应用场景。随着独立储能在储能项目建设中占比逐渐提升,其盈利模式也是行业持续关注的问题。

目前,容量租赁和调峰是独立储能最主要的收益来源,大多数独立储能项目依赖调峰或调频市场获得收益,政策变化和激烈的市场竞争都会对项目收益产生直接冲击。另外容量补偿机制尚处于探索时期,补偿价格及补偿时期仍然期待政策进一步明确和完善。

来源:中国储能网

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