青海为例ldquo新能源储能rd
收藏学习,领取电子档 本期口令: 一、政策:青海下发储能产业支持措施,“新能源+储能”发展模式逐渐清晰年1月18日,青海省发改委下发《支持储能产业发展的若干措施(试行)》,对省内储能行业的发展做出了较为明确的指引。结合年11月30日西北能监局下发的《青海省电力辅助服务市场运营规则(征求意见稿)》,我们认为青海“新能源+储能”的发展模式已经较为清晰,对其他地区具有重要的参考意义。 二、背景:青海新能源装机占比已超六成,储能需求日益迫切 青海是我国新能源应用最为广泛的地区之一。截至年底,青海省太阳能发电的装机规模为万千瓦,风电装机规模为万千瓦,风电、太阳能在总电力装机中的占比达到60.7%,较年底提升近30%。年至年,太阳能与风电在青海省总发电量中的占比由14.3%提升至26.2%,与此同时火电的发电量占比则从21.4%下滑至10.7%,新能源已经开始全面取代传统的火力发电。 随着装机占比的提升,青海新能源消纳的问题开始逐渐显现。“十三五”期间,全国弃光率由10%以上降至2%,弃风率则由15%以上降至3.5%,但青海的弃光、弃风率却逆势上扬。据全国新能源消纳监测预警中心统计,年青海的弃光率高达8.0%,仅次于西藏,弃风率则为4.7%,同样高于全国平均水平。 因此,从促进新能源消纳及维护电网稳定运行的角度出发,青海省电力系统对于储能的需求已经相当迫切,近年来青海在“新能源+储能”上的探索与尝试也较为积极。 三、举措:相关政策陆续出台,多措并举推动新能源项目配套储能 根据近期下发的文件,目前青海对储能行业的支持措施已经较为完善,主要体现在强制配套、优先保障消纳、优化储能交易以及地方补贴四个方面。以下我们将具体分析这些措施对于储能投资的推动作用。 首先,对于新建的新能源发电项目,配套储能或将成为强制性的要求。根据文件中的表述,对于新建的新能源项目,配套的储能容量原则上需不低于项目装机量的10%,储能时长则需在2小时以上。此外,新建、新投运的水电站也需同步配置新能源和储能系统,水电、新能源、储能容量配比需达到1:2:0.2。同时,文件还提出对储能配比高、时间长的一体化项目给予优先支持。因此,“十四五”期间储能或将成为青海新能源发电项目的标配。 其次,储能项目将具有优先消纳的权利,并且在“量”和“价”上都获得了一定的保障。在“量”的层面,本次下发的文件要求电网企业与储能电站签订并网调度协议和购售电合同,确保“新能源+储能”、“水电+新能源+储能”项目和独立储能电站优先接入、优先调度、优先消纳、优先外送,同时储能设施的利用小时数需不低于小时。在“价”的层面,文件规定新建投运的“新能源+储能”项目中电化学储能设施所释放的电量无需参与市场化交易,而是按照新能源结算基价执行。 根据青海电力市场管理委员会的工作简报,年全省新能源发电的利用率为95.67%,仍有超过4%的新能源发电无法消纳,这部分电量可通过配套的储能项目进行消纳。从价格的角度来看,根据年4月青海省能源局印发的《青海省年平价光伏项目竞争配置工作方案的通知》,年省内光伏平价项目执行的无补贴电价为0.元/kWh,但从实际情况来看,有很大一部分的新能源发电量需要进行市场化交易。根据青海电力交易中心披露的交易公告,年青海省电解铝用户与省内新能源发电企业安排的交易电量总额为76亿千瓦时,多单晶硅用户安排的交易电量则为16亿千瓦时,仅这两类用户安排的市场化交易电量就占到青海年新能源总发电量亿千瓦时的37%。与此同时,年电解铝和多单晶硅用户申报的上网侧价格分别为0./0.元/kWh,较0.元/kWh的非市场化价格折让34%/28%。因此,在保障“量”、“价”的政策下,储能设施能够提升新能源项目的发电量与平均电价,对项目的整体收益存在一定的增益,新能源项目业主投资储能的积极性有望逐步提升。 此外,配套储能设施可降低新能源发电项目的并网运行管理考核费用,并通过提供电力辅助服务获取相应回报。根据现行的《西北区域发电厂并网运行管理实施细则》与《西北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》,所有并网发电厂均需要接受并网运行管理考核,对于风电场和光伏电站,考核范围涵盖安全防护、有功功率控制系统、无功调节能力、故障穿越能力、功率预测功能等多个维度,不达标准的新能源场站会被扣除相应的考核分数并据此支付考核费用。与此同时,并网发电厂可通过提供调频、调峰、AGC、AVC、备用等有偿辅助服务获取收益,而辅助服务补偿费用来源于全部的并网运行管理考核费用,不足部分则由所有并网发电厂按照上网电量比例进行分摊。 由于风力、太阳能存在天然的不稳定性,新能源场站自身的出力曲线往往难以完全满足调度的要求,因此支付的并网运行管理考核费用通常大于辅助服务收入。而火电、水电等出力可调机组则恰好相反,获取的辅助服务收入通常大于需支付的并网运行管理考核费用。根据西北能监局公布的青海电力辅助服务市场补偿分摊情况,年至年前三季度,所有风电支付的辅助服务净费用加总为//万元,分摊到每度电则为0./0./0.元/kWh;同期所有太阳能电站支付的辅助服净费用加总为//万元,分摊到每度电为0./0./0.元/kWh。通过配套储能设施,新能源发电项目不但可减少需要支付的考核费用,还可通过提供有偿辅助服务获取收益,项目运行期间的收益将获得一定程度的提升。 在西北区域电力辅助服务的统一规则以外,青海还首次提出了“共享储能”的理念。根据年11月印发的《青海省电力辅助服务市场运营规则(征求意见稿)》,共享储能电站可通过提供调峰辅助服务获取收益,电网调用调峰的价格暂定为0.5元/kWh,相关费用由太阳能、风电共同分担。年4月,由青海国网投建的鲁能海西州多能互补集成优化示范工程开始进行“共享储能”试运营,其中储能电站的规模达到50MW/MWh。截至年年底,青海省内已有座新能源电站参与了“共享储能”辅助服务市场交易,当年累计成交调峰交易笔,鲁能海西州多能互补储能电站充电/放电电量达到/万千瓦时,年前三季度共获取补偿费用.83万元。年11月,由上海电气电站集团投建的32MW/64MWh上海电气格尔木美满闵行储能电站项目正式投运,“共享储能”的投资主体开始由电网扩展至独立第三方主体。 最后,本次印发的文件提出对-年投产的电化学储能项目进行一定的补贴,有望在短期内进一步提升业主的投资积极性。针对、年投产的“新能源+储能”、“水电+新能源+储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量,青海省将给予0.10元/kWh的运营补贴,其中使用青海省产储能电池60%以上的项目可在此基础上额外享受0.05元/kWh的补贴。上述补贴的时限暂定为两年(年1月1日至年12月31日),我们认为补贴只是短期的激励手段,长期来看储能项目的投资仍需由市场化的电力机制驱动。 四、收益:现有政策下青海发电侧储能项目收益率测算 如上所述,在青海的现有政策下,新能源发电侧储能项目可通过增加消纳、提供电力辅助服务以及运营补贴三大途径获取相应的回报。基于西北能监局与青海电力交易中心披露的新能源项目运营数据,我们尝试对青海新能源发电侧储能项目(以“光伏+储能”为例)的收益率进行了定量测算,具体的假设与测算过程如下。 ?光伏项目:假设装机容量50MW,年利用小时数0小时,弃光率3% ?上网电价:新能源结算基价0.元/kWh,假设市场化交易部分折价30% ?储能系统:按10%/2h的比例配置,即配套储能系统规模为5MW/10MWh,假设单位投资成本为1.6元/Wh,年利用小时数为小时,系统寿命10年 根据测算,在保障小时数小时、系统单瓦时成本1.6元、享受两年0.15元/kWh运营补贴的基准假设下,青海新能源发电侧储能项目的IRR为-2.8%,若不考虑补贴,则储能项目的IRR为-3.7%。由此可见,在目前的电力市场规则下,储能项目自身的经济性仍然难以满足投资业主的要求,短期内强制配套仍然是新能源项目加装储能的主要驱动因素。但与此同时,我们认为配套储能并不会给新能源发电项目带来过重的负担,如果运营得当,储能设施的大部分初始投资成本都可以通过增加电力消纳以及提供电力辅助服务的方式收回。 未来,随着电力市场规则的进一步完善以及储能系统成本的不断降低,我们预计新能源发电侧储能项目的经济性将持续提升。首先,在更市场化的电力体制下,储能的成本有望传导至用电侧,而不是仅在发电侧分摊,储能项目可通过更高的利用小时数与更市场化的辅助服务价格获取更大的收益。此外,随着技术的进步与生产规模的扩大,锂电池成本仍有较大的下降空间,初始投资的降低也将提升储能项目的经济性。根据我们的敏感性测算,在系统利用小时数提升至小时、成本降至1元/Wh的假设下,新能源发电侧储能项目的收益率将达到超过6%的合意水平。 年以来,随着更多厂商进入储能领域,低价竞争的现象越来越明显,新能源配套储能项目的中标价格持续下降。年初,青海储能系统的单瓦时报价尚在1.7、1.8元的水平,而在年底青海海南州、海西州光伏竞价项目配套储能的招标中,储能系统的最低报价已经接近1元/Wh。对于投资业主而言,在这样的价格水平下,储能项目的收益率大概率已经较为理想。 END. 作者:东北证券来源:摘自《东北证券:政策逐渐清晰,新能源发电侧储能有望加速》版权:最终版权归原作者所有责任编辑:丁一/1599546( |
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