天天關(guān)注:大儲決戰(zhàn)年末收官!12月儲能并網(wǎng)項目近30個
年末儲能電站進(jìn)入并網(wǎng)高峰,多個大儲項目正式并網(wǎng),儲能電站景氣持續(xù)提升。儲能市場主體參與電力現(xiàn)貨交易、容量租賃、輔助服務(wù)等政策逐步落實,盈利能力確定性提高,組件價格下降利好大儲裝機(jī),國內(nèi)大儲經(jīng)濟(jì)性增強(qiáng)。
【資料圖】
國內(nèi)大儲并網(wǎng)再度加速,組件價格下降利好大儲裝機(jī)
2022年年末,光伏產(chǎn)業(yè)鏈價格下降預(yù)期逐步落地。隨著硅料降價逐步向產(chǎn)業(yè)鏈下游傳導(dǎo),后續(xù)組件價格仍將持續(xù)下降至合理水平,利好大型地面電站儲能裝機(jī),2023年國內(nèi)大儲有望實現(xiàn)超預(yù)期放量。國家能源局此前曾發(fā)布通知提到,鼓勵新能源項目“應(yīng)并盡并、能并早并”。2022年12月儲能并網(wǎng)進(jìn)度提速,據(jù)不完全統(tǒng)計,12月累計并網(wǎng)儲能項目近30個,規(guī)模超1.3GW/2.8GWh。
目前國內(nèi)大儲的需求來源仍是新能源強(qiáng)制配儲,強(qiáng)制配儲是我國當(dāng)前儲能發(fā)展的重要驅(qū)動力。2022年大儲項目大規(guī)模放量,主要的發(fā)展形式為獨立儲能,占據(jù)80%以上。獨立儲能可以實現(xiàn)共享儲能,為新能源提供配儲的租賃服務(wù)并從中獲益,共享儲能的本質(zhì)是引入第三方投資商,具備一定經(jīng)濟(jì)性。隨著新能源新增裝機(jī)將持續(xù)增加,大儲需求將實現(xiàn)可持續(xù)性發(fā)展。另一方面,配儲比例目前也有持續(xù)提升的態(tài)勢,大儲發(fā)展將更進(jìn)一步。
獨立儲能商業(yè)模式發(fā)展
相較于過去新能源場站自建小規(guī)模儲能,當(dāng)前政策趨向引導(dǎo)發(fā)展較大單體規(guī)模的獨立儲能電站,以發(fā)揮規(guī)模效應(yīng)和便于電網(wǎng)集中統(tǒng)一調(diào)度。相應(yīng)地,各地政策引導(dǎo)賦予儲能獨立市場地位,不斷破除儲能參與輔助服務(wù)市場、現(xiàn)貨市場等機(jī)制障礙,拓寬了儲能收益渠道,并取消了儲能充電的輸配電價、政策基金及附加等額外成本。以下是獨立儲能商業(yè)模式的發(fā)展進(jìn)程。
第一代:輸配電價模式
江蘇省政策,由電網(wǎng)主導(dǎo),起先以納入輸配電價為主要成本疏導(dǎo)方式,但后來受制于國家輸配電價監(jiān)審辦法,電化學(xué)儲能無法納入輸配電價。
第二代:輔助服務(wù)+共享租金
始于青海、湖南,改進(jìn)于山東,電力投資企業(yè)都可參與,儲能可參與輔助服務(wù)獲取收入,部分地區(qū)保障儲能參與輔助服務(wù)的利用小時數(shù)和價格;共享儲能可獲取新能源企業(yè)租金收入,在電價方面明確了充放電電價相抵原則,明確充放電損耗部分電價。寧夏、浙江跟進(jìn)。
第三代:現(xiàn)貨市場+共享租金等
山東省政策,保留新能源租賃的租金收入,調(diào)峰輔助服務(wù)和優(yōu)先發(fā)電量計劃不復(fù)存在,儲能可以賺取現(xiàn)貨市場套利收入,考慮給予儲能電源側(cè)容量電費(fèi)。
第四代:現(xiàn)貨市場+輔助服務(wù)+容量電價(展望)
不再依賴租金,主要收入包括現(xiàn)貨市場套利、輔助服務(wù)收入,可能還包括容量電價,預(yù)計以電源側(cè)容量電價為主,如頂峰容量電價、調(diào)峰容量電價等。
儲能商業(yè)模式仍處完善期,成本競爭仍是各環(huán)節(jié)競爭核心
儲能商業(yè)模式仍處完善期,成本競爭仍是各環(huán)節(jié)競爭核心。國內(nèi)儲能短期仍面臨較大盈利壓力,當(dāng)前儲能項目仍更重視控制初始投資成本,成本競爭是產(chǎn)業(yè)鏈各環(huán)節(jié)難以避開的重點。同時不少上游企業(yè)將選擇價格策略來搶占市場份額,市場初期預(yù)計自主生產(chǎn)制造能力強(qiáng)的企業(yè)更具先發(fā)優(yōu)勢,體現(xiàn)在成本控制力更優(yōu)、產(chǎn)品迭代能力更強(qiáng)。
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關(guān)鍵詞:【儲能并網(wǎng)】標(biāo)簽: 輔助服務(wù) 現(xiàn)貨市場 輸配電價
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