新能源发电侧储能政策解读专家交流纪要0811
练心一剑
中线波段的老股民
2021-08-13 07:40:27
转自深圳财富club
包括：《关于加快推动新型储能发展的指导意见（征求意见稿）》、《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》（国能发新能〔2021〕25号）、用户侧储能《关于进一步完善分时电价机制的通知》（发改价格〔2021〕1093号）、发电侧和网侧的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》（发改运行〔2021〕1138号）。背景：构建新型电力系统的需要、推动新能源高质量发展需要、新型储能发展需要等。怎么配。在保障性并网规模以外，仍有投资建设意愿的可再生能源发电企业，鼓励在自愿的前提下自建储能或调峰资源增加并网规模，也可通过与调峰资源市场主体进行市场化交易的方式承担调峰责任。调峰资源不包括已列为应急备用和调峰电源的资源。为保证发电企业购买的调峰资源不占用电网企业统筹负责的系统消纳能力，被购买的主体仅限于本年度新建的调峰资源。配多少。初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。配建比例2022年后根据情况适时调整，每年公布一次。各省级主管部门可结合实际情况对挂钩比例进行适当调整。怎么建。自建合建调峰和储能能力按照“企业承诺、政府备案、过程核查、假一罚二”的原则进行确定。对于虚假承诺调峰能力的企业，取消下年度自行承担可再生能源消纳责任资格。考虑新建调峰资源项目的建设周期，各地在安排发电项目时要做到与新增调峰项目同步建成、同步并网。怎么用。自建合建调峰和储能项目建成投运后，企业可选择自主运营项目或交由本地电网企业调度管理。为保证项目调峰和储能能力可用性，电网调度机构不定期对相关项目开展调度测试。对新能源企业：短期内利空，变相的规模管控，储能增加投资成10%以上，相当于推高度电成本4-5分/千瓦时；长期向好格局不变，保障性规模逐年提升。对储能企业：首次明确政策支持，打开了源侧、网侧储能电站发展空间；保障性项目之外配15%以上储能作为并网条件；是自愿不是强制；成本疏导机制、价格机制没有根本解决，构不成短期内爆发式增长的条件；共享新型储能价格机制类似抽水蓄能电站。对其它调节资源企业：构成实质性的利好，特别是对于目前成本没有很好疏导机制的煤电灵活性改造，一定程度上驱动了煤电提升深调峰能力。对电网企业：构成实质性的利好，相当于是电网消纳能力的一种变相，用市场化方式取代之前行政性的命令等。从技术类型和应用场景看，物理储能以抽水蓄能为主；电化学储能以锂离子电池为主，液流电池和多种新型储能电池加快发展，近期主要应用于用户侧，逐步推广到电网侧和电源侧。从成本下降趋势来看，抽水蓄能成本仍然占据优势位置，电化学储能成本下降较快，预计2030年锂离子系统平均度电成本约为0.3元/kWh左右。从发展规模来看，未来十年内抽水蓄能仍然占据主导位置，但是电化学储能技术进步很快，将获得持续快速发展，“十四五”期间将主要发力在用户侧储能，推动电动汽车高速增长，后续随着抽水蓄能电站开发逐步接近饱和，电化学储能逐步在电网侧、电源侧占据主导地位。A：下降到1元以下会凸显经济性，如果能够下降到7、8毛更好，至少下降一半的成本A：抽蓄储能成本最低，其次是电化学。其他商业前景受阻除了抽蓄储能，物理层现在运用的比较成熟是压缩空气储能，但是压缩空气储能目前成本是比较贵的，它的成本目前基本上是和电化学储能是差不多的，所以现在山东投资了压缩工程储能，技术也不太成熟，而且它压缩供给处，受到地理位置条件的影响。第二个电化学储能里面还有一个液流电池，液流电现在相比锂电池有几个优势，因为它的寿命比较长，安全性比较好。现在在国家电网的风光发电网搞了很多液流电池，从目前来看，全矾的液流电池它的成本是在7毛到9毛5这个区间，也就是说略高于现在目前锂电池的成本。刚才说6毛多左右的电池应该是磷酸铁锂电池，但如果这种三元锂电池，例如用在特斯拉的电池，其成本还高一些，大概在8毛以上，有时候会接近1块钱。三元锂存储能量比较高，适合新能源汽车。然后其他像钠硫电池和铅碳电池，这个成本基本上跟目前锂电池成本差不多。其他电池就更贵了，比如说新型的固态电池，像石墨烯电池有机电池都是一些示范的应用，构不成商业化应用的条件。抽水蓄能成本最低，在2毛-2.5毛，其次是电化学储能。A：能够配置抽蓄储能，最有可能为电化学储能，可关注多能互补业务三北地区抽水蓄能5000万-6000万的体量，抽水蓄能在三北地区开发太少，例如辽宁黑龙江等，空间还是有的。三北地区储能最有可能是电化学储能。光热储能也有，不过发展比较缓慢，成本较高，在8-9毛左右。可以关注多能互补，在抽水蓄能受阻的地方建立风光储能一体化等。这个政策一部分在推动新能源储能，一部分在推动煤电灵活性改造。火电灵活性改造是给别人做嫁衣，新能源储能资产是自己的，可以参与电力市场，通过价格沟通。央企不考虑成本，例如华能等，就会建立新能源储能圈地，推动新能源发展。整体来讲会同步发展，而不是一边倒推动。A：通过电网疏导，利用输配电价机制传导到销售当中去居民采用峰谷电价有规定，居民可以选择峰谷电价，也可以不选择峰谷电价。居民做峰谷价差的动力比较小。供电成本来看，居民低压供电成本较高，国外居民电价10块钱，工商业成本0.5元钱。我们国家相反，未调价之前，北京居民0.488元，工商业1块钱多。所以居民用公共电价，居民峰谷价差可能不太会有很大的突破。因为输配电价是三年一调整，现在从20年21年、23年、22年三这是三年周期，我觉得三年周期现在已经动不了。所以现在的价格先由国家电网垫付，然后通过输配电价调整。然后它疏导方式有几种方式，它会达到电压的，达到220千伏、10千伏、35千伏、10千伏，它会把输配电成本分别达到各个电压等级，然后各个电压等级其实也含着交叉部分在里面，所以他会把成本完全会疏导到各位类型的用户那边去，大部分疏导还是工商业，还有大工业，主要是这几类的两方面的类型。抽蓄储能有个缺点，它建设周期是5~6年，是一个漫长的过程。新型储能建设较快，最快可能半年就行。当抽水储能不能满足新型电力系统的调控能力时候，新型储能就会及时发挥作用，整体是一个螺旋上升的过程。没有新型储能，价格机制发展会比较困难。企业可以购买储能。 Q： 地方会不会采取考核或以奖代补的方式刺激发展？解决消纳问题，地方政府会施压给电网公司，电网公司会有一定手段解决消纳责任权重指标，不一定是储能来解决消纳空间。其实9000万其实它至少是留有一定，10%空间是会有的。因为我们测算的时候基本上是给的相对比较保守这么一个空间，所以电网在这个里面其实它是有弹性来解决这个问题的。Q： 市场性规模15%，4小时储能配置是否是强制的？公司可以选择是否配储能，如果不配储能的化，电网可能不会考虑并网，保障性规模是一定会被消纳的，是强制的。A：对于新能源和电站捆绑，出台价格机制出台可能性比较小，可能会通过专项补贴补偿一两分钱。企业可以自建储能参与市场盈利，自建或者和电站合建储能是为电站服务。企业可以通过共享组，类似于电力系统第七类电源的提供者。供应商在提供电价时会依据市场电价，可能会参考抽水蓄能电价方式，即容量电价加成本，其内部收益率6.5%左右，电量电价会保证电上网的电量和电价的丰富特性。例如白天多发的电都储在电池里面，晚上使用电是发电，根据一定比例分配利润或者平均分配。共享储能这个是为所有这些服务的，不是为了单个去服务的Q： 很多地方政府强制配置储能10%，现在执行情况怎么样 ？新能源企业为了享受并网条件或者政府优惠，选择象征性配置储能。从实际执行角度看，地方政府的推进不会像全国推广一样。例如新疆配一个10%或者15的储能之后，每年的就是光伏电站假如比别的光伏电站小时要多100小时，但从实际执行上来看，发现那些配的储能其实并没有增加太多，也就是说效果不太好。地方政府没有严格监管，会逐渐被文件全国推广取代。有些地方是电网是允许选择调度，可以自己平滑处理。有些比如说调控能力比较匮乏，然后其实要求是电网是可以直接把调度指令下到一个光伏电站或者供应商里面的储能，就是企业储能需要响应电网的调度方式，所以现在目前是各地方式这种调度方式都有，而不是一刀切的这种方式。峰谷价差套利不是把电卖给电网。峰谷价差套利因为波峰电价太高了，一般工商业如果在这个时段用电他觉得不合适，所以他会自己自建的储能，或者是调用别人第三方给他建储能的这种方式去用这个成本就不是从电网去买电了，然后储能会从电网去买电，低谷是卖电，然后在高峰的时候是卖给用户，这种方式是套利的，不是卖给电网这种方式这种情况的。
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