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是什么,推动山东储能爆发

2023-01-24 10:12:33
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一、背景
新型电力系统运转需要硬件+软件,软件是核心,即电力市场机制。
电力市场初期:鲁发改能源254号文,在电力中长期市场下建设储能电站的盈利模式。中长期市场是指,标杆电价为0.3949,建立电力辅助市场为电网调峰,谁提供调峰给谁钱,然后全体发电企业分摊。
电力市场中期:5+2储能示范项目。自2021年12月1日山东进入电力现货市场,不再有标杆电价,而是根据供需调整电价。电力现货市场上下网价格不同,靠电价引导用户调峰,替代了调峰辅助服务市场。山东2月底三月初进去现货市场,为全国第一批,具有开创性意义。
2023年,山东明确了储能在新型电力系统中的刚需属性。
年前,省能源局印发《山东省新型储能工程发展行动方案》(鲁能源科技【2022】200号),规划了3年内500万千瓦的新型储能装机目标。
对比网上不完全统计,2022年底,山东新型储能装机规模已达140万千瓦,其中85万千瓦装机都集中在去年一年投运,爆发力惊人。照此计算,未 来 3 年, 还 要 继 续 投 运 360 万 千 瓦 装 机,年均120万,比 2022 年 更 猛。
可以说,2023年电力系统爆点在储能,储能的爆点在山东。
二、山东电改力度-储能发展土壤
山东从2021年12月起进入了连续电力现货结算,当月,第一批独立储能规投产,其中最大的建设规模项目总体建设规模101兆瓦/202兆瓦时,为全国投运的容量最大电化学储能电站。
2022年3月,独立储能亮相市场,进入现货交易自调度模式。
6月,国家层面,发改办运行〔2022〕475号文明确区分独立储能、配套储能适用不同市场规则。
8月,山东继而印发《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》规定,明确在现货市场,独立储能电站向电网送电,其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。
根据接近省内首批独立储能项目的人士透露,该政策增加现货交易价差1200万元。由于山东现货市场最低限价为-100元/兆瓦时,在负电价时间段购电,还免去输配电费,即形成了赚钱空间。通过现货市场价差获得收益,是独立储能项目的重要收入来源。 截止到2023年1月,有6家储能电站参与电力现货市场。
去年8月,《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》提高了新能源入门门槛——规定按照储能容量比例,由高到低安排并网,在新能源消纳困难时段,按照是否配置储能确定消纳优先级;明确规范了独立储能这部分收入——储能示范项目容量应在山东电力交易中心统一登记并开放,由省内新能源企业租赁使用。新能源企业租赁的储能容量视同企业配建的容量。租赁周期,暂时明确为不低于2年。而租赁示范储能项目代替自建储能的,可优先并网优先消纳。
根据业内人士测算,以租赁价格200元/千瓦时计算,一台100MW/200MW的独立储能项目的年容量租赁费用在4000万元。
三、收益模式
1 发电侧峰谷价差:低价收电,高价放电
2 租赁费:新能源企业租储能,作为入网条件。山东省要求所有集中式新能源配储才能并网。自建收益低不好用,电网公司反对,因此选择租赁,作为入网许可。
3 容量电价机制,不发电可以按照kw获得容量电价。
a)养机组:假设30万机组1度电耗320g煤,百万机组1度电260g煤,那么30万机组发不上电,盈利角度会被淘汰。但夏天高峰存在缺电的情况,因此设置容量电价“养”发电企业备用,因此山东夏天没缺电。
b)储能容量电价难确定。储能也可以为电网提供2h备用,储能容量电价争议大。初期按火电100%,后来按小时数减价至1/12,目前是1/6。
四、 为什么是山东
1.风电光伏发达,水电少。风光不稳定,没水电,导致只能靠火电。山东电网装机1.76亿,风电光伏6000w,传统火电6000w多,水电只有8w,抽水蓄能20w,燃气装机不到1kw,因此山东依赖火电,缺少灵活调节资源。
21年全网新能源消纳率全国倒数第二,弃电率第一。21年弃8.8亿,22年前三月完成。预计22年弃风弃光25亿左右。南方水电多,火电不多,没有供暖季,压力小。
2.山东经济性尚可。西北省份,风电光伏相近,利用小时高,但经济性一般, 电价低,导致电网承受力差。山东标杆电价0.3949,新疆仅0.25,宁夏 0.2595,甘肃0.307,西北普遍再0.3左右,承受能力差。
五、山东并网光伏配储比例高达42%
时至年末,山东实现了新能源高配储比例。
12月中旬,山东发布了2022年54个市场化并网项目名单,名单按照新能源开发企业自愿承诺配置的储能容量、储能规模和储能方式进行统一排序,经商国网山东,最终形成,均为光伏项目,
项目规模跨越1.756万千瓦至60万千瓦,储能规模在0.684万千瓦到24.42万千瓦区间,储能最高配比达42%。储能方式为配建大型独立储能或电化学储能,在潍坊和青岛,还有两个光伏项目配建了制氢设备。
图片图:数据来自山东省2022年市场化并网项目名单
该54个并网项目,14个将于2023年底并网,40个将于2024年底并网。
六、 发展历程
有需求,能承受,因此山东较早在全国强配储能,特别注意构建储能的支撑体系,包括规划,包括建设方式,包括市场机制。确定优先发展大型独立储能电站的基本原则。
初期:最早20年强制配储,质量差,劣帀驱逐良帀,但建立了市场;
中期:推独立储能,风电光伏分散建设的储能集中建设,让风光企业租用。发明 盈利机制,鲁发改能源254号文建立了山东电力中长期市场下的盈利模式。宁夏、湖南、浙江等都在参考。5 + 2设计后,把分散储能集中建设,电网好调好用好调;用户解决并网问题,好招标,质量保证;能源主管部门可以集中管理大储能电站,宁德时代电池质量也好,降低安全风险。21年通过独立储能代替了不好用的小储能。
目前:建立储能在现货市场下的机制。20年已做好,根据当时的模型整理出《促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》,能源局能监办等当时争议很大,出台艰难。
未来:指定标准。下半年到明年。安全标准、住建厅储能验收标准已完成,能源 局的设计标准正在做。全国领先,住建厅第一,省标仅次于北京排第二。预计会 对全国储能的发展可以造成比较大影响。
七、 规模
已建:37座储能电站,新能源配19座,独立小储能2座,一个压缩空气,一个是退役的铅酸电池,还有示范项目7座,5+2,共50w。
在建:在建的项目29座,310万千瓦,全国第一。目标还很远,双碳要求每年1000w。大量的风电光伏不稳定,因此储能的发展是必然的。未来是长时储能。
目前规划:25年700w,不到300亿。全国水平山东*10。量很大。
不发达国家也开始配储能,世界银行贷款,必须配储,达到碳排放指标。海外市 场也大。俄乌战争,欧洲电价保障,1欧元/度,海外户储十分火爆。
七、用户侧储能峰谷价差拉大
上述三项收入为电源/网侧储能,而用户侧储能的发展则依赖峰谷价差。发改办运行〔2022〕475号文提出“各地适度拉大峰谷价差,为用户侧储能创造空间”。
山东自2019年开启电力现货试运后,现货价格与峰谷电价之间巨大差异问题凸显,激发了业内人士对山东峰谷时段颠倒的激烈讨论(现货中谷段电价高)。2020年底,山东重新定义光伏大发的午间时段为平度和谷段,直到2022年底,发布最新的工商业分时电价政策,其尖峰谷浮动系数和时段,与容量补偿电价保持一致,彻底颠覆原峰谷时段,探索了深谷电价机制。原峰谷系数从0.5、1.5、1.8拉大至0.3、1.7、2。
随着山东电改工作的推进,电价得到进一步厘清,为增加储能收益种类开辟了广阔土壤。
八、 独立储能盈利模式
简化模型:投资4.5亿;DOD深度90,效率85。约每年需要5500w收入方可平衡
盈利模式:
1.峰谷价差套利。复盘去年,价差6毛,考虑到容量补偿电价等损耗,1度电3毛。一年600h赚2000w左右。
2.容量补偿电价。在试错,目前收益600-800w
3.以上为储能直接参与现货的收益。此外根据规定新能源必须配储/租赁才能并 网,1kw—年300元租金,100MW/200MWh储能电站一年可收租金3000w。但目前租赁率不高,华能华电新能源装机多没问题,国电投也比较强,三峡在山东装机较少不很理想。
八、火电调频经济性
之前火电占比高不缺调频资源,但现在开始缺。19年预测,火电的装机比例降到60%下的时候出问题,目前61%。现货市场不愿意调频,因为调频火电负荷只能到70%,需要留出容量调频,电量市场亏损严重,经济性差。独立储能可以调频,但已经参与现货,一边充放电一边干调频还得研究。山西做的好,充放电的时候留功率,充不满留电量,参与调频。山东都还在研究。
九、具体的经济性数据
根据模型需要5500w,峰谷价差2000,容量补偿600,租赁费3000- 3300w。
实际上政策变动大,市场体系在变,政府也在试错。例如,容量补偿电价,开始 和火电一样高,360/每kW每年,实际变量多,实际500/每kW每年,100MW电站光容量电价创收5000万左右,过高。后来调至1/12,全线亏损,后来不再缴纳输配电价,1度电省2毛钱。现在看,前三月赚,一个月亏,后面只要能租出去,可以满足要求。
目前华能、华电、国电投投资为主,为了其光伏风电的发展。政策要求:优先支持在山东建设大型独立储能电站的投资方,其次支持自建的投资方,最后支持租赁的储能投资方。如果想在山东拿风电光伏资源,那么必须要有一个大型独立储能电站。投资储能电站本质上是抢风光资源。
山东引领全国示范方面:
1.储能市场化发展;
2.政策支持,新能源输血;
3.加强管理,加强技术监督体制,重视安全。

来源:洛奇马的能源转型日记

发布人:panwang
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关键词: 【山东】  【储能】 
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