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吴贤章:储能商业化需要明确的价格机制和操作细则

作者:翁爽 来源:中国电力企业管理 发布时间:2020-02-24 浏览:
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在储能商业化推进的道路之中,相对于电源侧和电网侧,用户侧储能峰谷电价差套利的商业模式是目前储能项目相对明确的盈利点之一。根据国家电网数据显示,2018年,全国用电大省峰谷电价大约为0.4~0.9元/千瓦时,对于江苏、广东等用电大省,其峰谷电价差一度可达到0.8元/千瓦时,这为工商业大用户利用储能来套利峰谷价差提供了空间。南都电源便是国内率先拓展用户侧储能市场的企业之一。

自2016年起,南都电源在行业内开创了储能电站“投资+运营”的商用新模式。彭博新能源财经BNEF储能项目数据库资料显示,南都电源在2017年以340兆瓦时储能项目的投运规模,雄踞当年全球储能投运规模榜单的第二位。但在经过两年多的市场开拓后,目前南都电源储能业务由“投资+运营”模式向电站出售、共建等方式转变。从大手笔、大规模的项目投资到相对保守、稳健的战略调整,这背后折射出的是整个储能产业发展面临的商业困境。近日,本刊记者专访了南都电源子公司——南都能源互联网公司董事长吴贤章,深刻剖析了储能项目在市场化运营中的风险与困惑。他表示,现阶段储能产业既要修炼内功,致力于技术的创新与突破,也需外力扶持,而这其中最大的推动力便是建立合理的市场机制和公平的政策环境。

《中国电力企业管理》:在过去几年里,南都电源在用户侧储能方面的进取意志非常强烈,2018年大规模投资建设用户侧储能项目84.2兆瓦/481.8兆瓦时。如此大规模地布局用户侧储能项目是基于怎样的战略考量?

吴贤章:2017年10月,五部委联合发布《关于促进储能技术与产业发展指导意见》,这是一份我国储能发展的指导性纲要,明确了未来10年储能产业的发展目标。这10年大致可分为两个阶段,第一阶段即“十三五”期间实现储能由研发示范向商业化初期过渡,第二阶段即“十四五”期间实现商业化初期向规模化发展转变。2018年,《南方区域电化学储能电站并网运行管理及辅助服务管理实施细则(试行)》、《新能源汽车动力蓄电池回收利用管理暂行办法》等一系列相关政策的出台,以及华北、西北等地相继开启辅助服务市场进一步释放了产业信号。南都电源很早就开始布局储能业务,2017~2018年国家连续出台储能产业支持政策,是我们大规模投资建设商业项目的重要依据。

与此同时,南都电源在国内首创的新型铅炭电池技术经过不断的试验、验证,已发展相对成熟,我们认为已经到了可大规模应用于商业化项目的时机。铅炭电池技术的特性非常适合削峰填谷和需求响应的储能应用,和传统铅蓄电池比起来,其充电时间为铅蓄电池的八分之一,循环寿命为铅蓄电池的四倍以上,度电成本相对较低,在很多示范项目上都有应用,效果良好。

在商业模式上,选择用户侧,是基于电源、电网和用户三个领域的储能项目而言,用户侧的定价机制相对明确,在投资回报测算中具有相对明朗、可量化的收益点。

基于以上种种原因,过去几年无论是在政策上、技术上,还是公司自身的财务资本支持上都已经具备了布局用户侧储能项目相应的条件。恰逢此时,2018年国网江苏电力、国网湖南电力等在电网侧也投运了大规模的储能项目,这也在某种程度上给我们带来了更多的信心。

南都电源用户侧储能项目的重心在江苏。江苏是全国工商业用户里用电量最大的省份,峰谷电价差位于全国第三,省内电力供需趋紧,在负荷高峰时电力供应存在缺口,因此国网江苏电力对于用户侧加装储能、帮助电网实现削峰填谷抱有积极的态度。

但部分项目投运之后的实际运行状况和我们原本的预测存在一定偏差。这其中最核心的问题在于用户自身经营情况不稳定,用电负荷低于最初的预测。用户减产、经营整顿、消纳能力下降甚至厂址变动等都会让储能的运营陷入波动。在我们考察的用户侧储能项目中,经营稳定、信用良好的优质客户是非常稀缺的资源,对于用户资质的评估也是我们投资用户侧储能项目最重要的考量。  

《中国电力企业管理》:2018年4月4日,国务院总理李克强主持召开国务院常务会议时提到,降低电网环节收费和输配电价格,一般工商业电价平均降低10%,此后陆续启动多轮降电价。这对于用户侧储能项目的收益是否产生了影响?目前在项目规划和决策上有什么样的调整?

吴贤章:降电价只是项目经济性不达预期的影响因素之一。从峰谷电价差来看,只要储能投资方的净收益能在0.6元/千瓦时以上,投资基本上就能够算过账。以江苏为例,降低一般工商业电价之后度电价格普遍降低了0.03元/千瓦时左右,降电价之后的峰谷差价仍然超过了0.7元/千瓦时。随着电力市场化改革的持续推进,我认为,未来在一个成熟、开放的市场环境中,峰谷电差价只会越来越大而不是越来越小,但峰电时间可能会越来越短,比如每天的峰电时间只有几十分钟甚至十几分钟,但价格会远高于现在的峰电电价。

从项目运营的情况来看,收益不理想最主要的原因是受到宏观经济环境的影响。在经济下行压力加大、中美贸易摩擦升级的背景下,企业经营形势严峻,全社会用电负荷增速趋缓。在电力供需并不十分紧张的情况下,电力系统对于储能没有迫切的需求。南都电源的用户侧储能大量部署在江苏,2019年,江苏省政府对重点行业领域防控重大安全风险和化工产业安全环保提出了整治要求,大量企业需要停产整治,用户侧储能也因此受到冲击。

南都电源是国内最早开发用户侧储能应用的企业之一,在项目决策方面有严格的风控管理。在过去几年里,我们在用户侧储能方面进行了大规模的市场开拓、应用探索与实践,试图从各方面验证中国用户侧储能商业化的种种可行性。但从目前情况来看,用户侧储能盈利点单一,项目受外部因素影响较大,在企业经营出现波动的情况下储能项目方十分被动,这些问题都是目前阻碍用户侧储能大规模商业化的关键因素。

此外,从去年到今年,韩国储能电站连续发生爆炸起火事故,这对于全球的储能产业都是一个重击和警示,因此,产业发展也需要适当调整步伐、控制节奏。对于电力系统而言,安全永远是至高无上的第一原则,储能产业的健康发展需要标准先行,建立科学完备的安全质量管理体系,不可一味追求产业发展速度。提升电池安全性能,加强储能安全保障能力建设,这不仅是储能行业亟待解决的命题,也是新能源汽车乃至所有能源转型中的新兴技术的发展所需要面对的。因此,无论是受限于经济环境还是技术本身,整个产业都需要在目前这一阶段继续积蓄能量,谨慎地探索前行。

《中国电力企业管理》:南都电源的储能业务在海外市场也有一定的规模,请您介绍一下南都电源海外储能项目的运行情况,国外的市场机制对我国储能商业化发展有何可借鉴之处?

吴贤章:南都电源在国外有众多非常成功的储能项目,其中比较典型的案例是2018年在德国莱比锡开发的调频储能PCR项目,项目收益率达到了15%以上。这样的收益率在目前国内的市场环境下是不可能实现的。德国电网调频市场是一个成熟的电力辅助服务交易市场,有相对明确的价格机制,目前市场容量超过800兆瓦,通过透明的、无歧视性的每周拍卖的方式来进行市场交易。储能电站作为独立的市场主体参与辅助服务市场,而国内储能是以合同能源管理的方式来联合发电厂参与辅助服务市场,这里面的不确定因素更多,储能项目方也更加被动。

目前,欧洲的许多国家都制定了明确的“去煤”、“去核”计划,传统电源的关停和退出一方面需要新能源以更大规模的发展速度顶上,另一方面对于电力系统的调节能力形成了巨大的考验,而储能则是应对考验的一大利器。在新能源高比例入网的形势下,电力系统对于储能的刚性需求十分迫切,这也是国外储能商业化之路走得更加顺畅的内在的坚实的商业逻辑。

《中国电力企业管理》:除了用户侧项目,南都电源还在哪些储能应用场景方面开展了探索和实践?

吴贤章:南都电源在发电侧和电网侧以设备提供的方式参与了许多储能项目。比如在新疆参与光储项目。由于国内电力市场尚未发展成熟,市场机制等各方面不确定因素较多,因此在项目决策时,如何尽可能准确地评估这些变化因素就非常关键。

新能源+储能应用模式在商业上的最大难点在于电力供需相对宽松的市场形势下,新能源上网价格走低,新能源电站难以承受增加的储能成本。在西北地区,新能源资源较好,成本较低,但当地负荷需求小,消纳能力差,新能源所发电力需经电网输送到其他地区进行消纳,增加了外送成本后,受电地区落地电价更加没有竞争力。同时,新能源电站普遍面临补贴滞后、现金流紧张的难题,在电价不具有竞争力的情况下再配储能显然力不从心。

电力系统是一个需要保持瞬时平衡的系统。过去,用户侧的负荷情况虽然是变化波动的,但传统电源主导下的发电侧是相对可控的。而在新能源高比例入网后,发电出力不可控,电源和用户两端都在随机波动,电网运行压力巨大。在系统中增加储能,为电网进行调峰、调频、调压,保障电网稳定运行,是储能之于能源转型的重要意义和价值。在国外开放的电力市场中,系统中增加的成本能够顺畅传导到用户,而中国电力市场化改革正在推进之中,市场建设不可能一蹴而就。但在现阶段,储能作为一个新兴的、承载能源转型重任的产业,它的发展既需要明确的定价机制来释放投资信号,也需要国家出台操作性更强的具体细则,以及在财政、税收、价格等方面的支持。

此外,技术和成本也是决定储能产业是否能够爆发的一个关键点。技术的核心问题是安全,如果电池储能的安全性能够得到更高的保障,成本能够继续大幅下降,那么电池储能项目在许多应用场景里是能够算过账的,在成本很低的情况下,哪怕存在一些风险也是可以接受的。从目前的发展趋势来看,电池储能无论在安全性还是经济性方面还有很大的提升空间。最近几年,电池成本每年以10%左右的速度在下降,特别是锂电池技术成本下降很快。我个人认为电池储能预计在2025年成本突破临界点,届时中国储能或将达到千亿级市场。

关键字:储能商业模式

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