储能是指通过介质或设备把能量存储起来,在需要时再释放的过程。储能可以通过灵活的充放电控制,实现产能和用能在时间和空间的匹配。从电力系统的角度,储能可以分为电源侧、电网侧、用户侧储能。那么从各用电侧,新型储能系统具体有哪些盈利模式呢。
电源侧储能盈利模式
新能源配储初始投资成本高
在新能源方面,电源侧储能收益主要来自于减少“弃风弃光”电量后所增加的电费收入;但是新能源自建配储会加大项目初始投资成本。新能源场站配建装机量20%,时长2小时的储能项目,其初始投资将增加15%左右。
此外,电源侧储能的调用效率远低于电网侧储能(1/3左右),因此储能对新能源场站的弃电利用效果有限。新能源进入电力市场规模有限,多数新能源配建储能由于缺少市场主体身份无法参与电力市场,主要靠减少弃电量获取收益,回报率并不高。
火电配储投资回报较好
火电配储能模式,主要是通过提高电厂调频响应能力,参与调频辅助服务而获取收益。
火储联合调频是目前市场化程度最高,投资回报相对较好的应用领域,配置储能可以有效改善火电机组的调频性能,增加火电厂的调频收益,但也面临着市场规模有限,市场机制不完善等问题。
电网侧储能盈利模式
电网侧储能是指电力系统中能接受电力调度机构统一调度、响应电网灵活需求、能发挥全局性、系统性作用的储能资源。
主要作用为:提供调峰、调频、备用电源等电力辅助服务,维护电力系统安全稳定、保证电能质量;缓解电网阻塞,从而延缓电网扩容。
容量租赁合同年限短或存在收益风险
为风电、光伏等新能源电站提供一定容量的租赁服务,独立储能电站获得租金。容量租赁费用是独立储能建设方稳定的收入来源,目前多地出台了指导价格,租赁费用为250-350元/kw/年。一座100MW的独立储能电站,容量租赁年收入可达3000万元。
目前,储能电站容量租赁刚起步,主要用来满足新能源电站配储要求,通常在新能源发电集团内部消化。但是随着新能源装机量的增加和储能收益渠道的完善,对容量租赁的需求会进一步增加。
但是现阶段租赁实际价格低于指导价格;而且如果租赁合同年限太短,会增加储能电站的收益风险。
价差套利,有待现货交易市场建成
储能参与电能量市场,主要是通过低电价充电、较高电价放电赚取电力差价收入。中长期交易,部分地区执行的是谷电价充电、新能源电价标准上网。
储能参与现货市场需要地区现货市场发达成熟,目前全国电力现货市场正在试点建设过程中,多数地区尚不具备通过现货获利条件。山东是率先允许独立储能参与电力现货市场的省份;青海省是国内首个完成储能中长期交易的省份。
辅助服务或随着储能增加,导致收益下滑
辅助服务一般包括:
参与调峰获得调峰补偿。调峰已在全国范围内进行推广,多个省市出台了调峰补偿标准,主要按调峰电量给予充电补偿,价格0.15-0.8元/KWh不等。
参与调频服务获得调频补偿。各省对于调频的补偿金额不同,调频主要按调频里程给予调频补偿,根据机组响应AGC调频指令的程度。
事故应急及恢复服务。事故应急及恢复服务包括黑启动、稳定切机等。部分南方省份开始推动独立储能参与黑启动服务,独立储能的收益进一步拓宽。
容量补偿在国外电力市场广泛应用
容量电价收入是一种激励机制,能起到补偿固定成本、激励电源投资、保障容量供应等作用,在国外电力市场中有着广泛应用。我国大多数省份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。
甘肃在全国范围内首次为储能电站开放了调峰容量市场,储能参与调峰容量市场补偿标准上限为300元/MW/日。2023年,煤电容量电价已经正式出台,储能容量电价预计也将马上确定。
考虑到未来,新能源配储成标配,且随着相关政策陆续出台,电力市场化改革进程不断加快,独立电网侧储能的发展前景将十分可观!
用户侧储能盈利模式
现阶段主要的收益模式:
1、峰谷套利:在负荷低谷时,以较便宜的低谷电价对储能电池进行充电,在负荷高峰时由储能电池向负荷供电,实现峰值负荷的转移,从峰谷电价中获取收益。
2、能量时移:在户用或工商业光储系统中,通过储能系统平滑发电量和用电量,提升光伏发电和消纳率,最大程度实现利益最大化。
3、需求管理:工商业园区安装储能系统后,通过储能适时充放,保障变压器功率不会超出限制,从而达到降低用户需量电费,减少工商业园区用电成本的目的。
4、需求侧响应:在用电紧张时,主动减少用电,通过削峰等方式,响应供电平衡,并由此或得经济补偿。
5、电力现货市场交易:工商业储能系统因容量较小,难以满足电力交易市场中买方对于一次性调用量的需求,可通过虚拟电厂以聚合方式参与电力市场交易。
6、电力辅助服务:由发电企业、电网经营企业和电力用户所提供的服务,工商业储能可通过参与辅助服务获得收益。
总的来说,目前国内居民用电价格水平远低于国外,价格驱动不足;但是随着双碳目标的临近,国有企业、工商业将积极探索节能降碳途径,工商业储能将迎来更广阔市场,行业竞争也将更加激烈。
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