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万亿风口下,最大项目落地陕西

镐媒体发布时间:2024-05-07 10:21:49

  近日,国内最大的分布式储能项目在陕西竣工投运,覆盖七个县区的130个乡村——149套台区分布式储能设备,总体容量达29986千瓦时,在满电情况下,可同时满足3000个普通家庭一天的用电量。

  形象地说,储能就像一个调节水库,当河流(电力供应)水量充足时,水库(储能系统)就会蓄水;当河流干旱(电力需求高峰)时,水库就会放水,确保下游(用户)的用能需求得到满足。

  这是一个万亿级风口,眼下各地纷纷加码布局。

  但技术加速创新、市场前景广阔、政策大力扶持的新型储能,却面临着一个核心问题,“目前新型储能仍在商业化初期,商业模式还不够清晰。”南网储能(600995.SH)曾公开回应。

  行业观察人士表示,商业模式尚未打通,各地已经在加快上马,新型储能会不会走上光伏的老路,陷入过剩困局?

  火起来了

  “新型储能”概念眼下异常火爆。

  包括机械储能、电化学储能、电磁储能等(国内新型储能赛道,目前以电化学储能为主),其产品功能类似一个大型“充电宝”,可用来平衡电网供需关系。

  相关行业报告显示,现阶段,新型储能应用场景主要分为用户侧、发电侧、电网侧。

  用户侧储能——是指在家庭或企业内安装储能设备,可以在电价低的时候储存电,在电价高的时候用电,从而降低电费。

  发电侧储能——是指在发电站(比如风电场、太阳能发电站)旁边安装储能设备,用来储存过剩的电能或在发电量不足时提供电能。

  电网侧储能——是指在电网的关键节点安装储能设备,用来提供多种电力辅助服务,比如频率调节,响应电网的需求变化,提高电网的稳定性和可靠性。

  尤其以农村用户侧储能为例,能极大程度解决村民用电困难问题。台区储能型微电网,可在白天光伏发电时,将富余电量存储起来或跨台区消纳;夜晚用电量较大时,储能系统供应电量,以削峰填谷的形式,保障多区域村民用电需求。

  基于早期新能源配储政策推动,宁夏、新疆、甘肃、青海的储能电站规模在全国名列前茅;广西、广东、山东、四川、湖北等地,亦密集敲定2025年目标——新型储能装机2GW以上(GW,1吉瓦=1000兆瓦=100万千瓦)。

  国家能源局数据显示,2023年我国已建成投运新型储能项目累计装机规模达31.39GW/66.87GWh。其中,新增新型储能装机规模约2260万千瓦,比2022年底增长超过260%。

  31.39GW/66.87GWh是什么概念?

  镐媒体·镐京笔记粗略估算,如果所有设备同时最大功率工作2个多小时,可充满6687万度电,几乎相当于16750个家庭一年的用电量。

  陕西也开始发力。从陕西“十四五”新型储能规划布局来看,位于陕北的榆林、延安地区的装机规模为1.4GW,关中铜川、渭南、宝鸡、咸阳等地市装机规模为1.2GW。

  今年4月初出台的《陕西省新型储能发展实施方案(2024-2025年)》(下称“《方案》”)指出,要引导新型储能重点布局在陕北、关中渭河以北新能源富集区域,并且推动新型储能多场景应用;到2025年,力争并网新型储能总规模达到2GW以上。

  有待发力

  概念再火,还需要市场来长期验证。

  陕西省能源局相关工作人员告诉镐京笔记,陕西还没有要求新能源强制配储,更多是提倡发展网侧独立储能,鼓励市场化运作来促进行业发展。

  问题来了,新型储能方面,陕西方面市场主体力量发展如何呢?

  从产业链角度来看,储能企业大致可分为:上游的电池原材料及生产设备厂商,中游的电池组、电池管理系统、能量管理系统、储能变流器等零部件生产企业,下游的储能系统集成商。

  企查查数据显示,截至2024年4月22日,全国31个省(市、自治区)经营范围涉及储能相关业务的企业,共有17万余家。

  从各省储能企业数量来看,广东、江苏、浙江位列前三,合计占到全国近三成。有分析指出,广东省的新型储能已处于全国领先水平,广州、深圳、珠海、东莞等城市,已形成相对明确的储能产业链分工。

  再看陕西,共有相关企业4225家,数量占全国总量2.47%,处于中间位次。

  某本土新能源企业技术负责人告诉镐京笔记,“整个西北地区内,陕西储能产业的发展还是相对缓慢一些,比起其他省份的应用端,陕西大型储能设备的投入还是不多。”

  但其同时认为:“现在,省上相关政策出台后,必将有众多企业涌入,这就到了考验企业核心技术和产能部署能力的时候。”

  目前,西安已经聚集了一批储能企业。

  譬如,西交大校友创立的奇点能源,储能系统产品已被应用于广东、浙江、宁夏、新疆等地的储能项目中;特变电工旗下的特变电工西安电气,其逆变器产品在青海、甘肃、宁夏、新疆等多个大型光伏电站项目均有应用;本土充电桩新秀企业领充新能源也涉足储能领域,持续在工商业储能业务发力……

  几点建议

  任何新兴行业,必然会面临商业模式的探索之路。

  万亿市场风口上的——储能,亦不例外。

  现阶段,储能电站的运营有四种常见的商业模式,分别是容量租赁、容量补偿、峰谷价差套利和电力辅助服务。

  容量租赁,是指储能电站可为风电、光伏电站提供相应容量的租赁服务,相当于把闲置的“充电宝”容量租给别人,从而赚取租赁收益;容量补偿,有点像电网给储能电站的“保险费”,确保在用电高峰时有足够的电力供应,从而给储能电站支付一些补偿金。

  再看后两种,峰谷价差套利,就是借助电力峰谷价机制,在电价低的时段存电,然后在电价高的时段放电,从而赚取差价;电力辅助服务,则是除了基本的电力供应外,储能电站还可以帮助维持整体电网的频率稳定,从而获得电网的服务费。

  上述本土新能源企业称:“目前,陕西省储能行业商业模式以容量租赁和容量补偿为主导,峰谷价差套利和电力辅助服务等盈利途径还不是很成熟。”

  其同时指出,如果能鼓励新能源企业通过容量租赁方式形成共享储能生态机制、鼓励独立储能参与电力辅助服务,储能市场或将更加活跃。

  随着新型储能技术加速更迭、应用场景持续拓展,行业逐渐进入全新发展阶段。在此背景下,就需要政策端进一步打通行业堵点,破除行业发展障碍。

  目前行业内普遍的共识是——用好独立储能模式,将更有利于陕西储能市场机制加速成熟。

  这是因为,相对于综合储能系统,独立储能模式似乎显得更为“灵活高效”。

  具体来说,综合储能——是指将储能设备与电网、发电站或其他系统紧密结合,形成统一、协调运作的系统。通常装机规模较大,能够存储更多的能量,可快速响应电网的需求。但是,如果政策支撑与市场需求反应不及时,就会导致整个系统的运营效率低下。

  然而,独立储能——作为一个独立的商业实体,不依赖于特定的能源系统或电网,可以独立进行能量充放,具有较高的灵活性和自主性。

  但是,独立储能电站却也正面临着商业模式上的痛点。

  首先,是收益与成本之间的错配。据浙商证券研究所相关报告显示,比如建一个100mw/200mwh规模的独立储能电站,初始项目投入为4亿元,但每年通过峰谷价差套利、容量租赁、容量补偿的收入为6150万元,扣除每年的运营成本以及电池容量因损耗而换新的支出,在其16年使用寿命周期中,IRR(内部收益率)仅为6.6%。

  其次,市场机制不健全、盈利模式单一也是亟待解决的问题。

  不过,《方案》也明确提到,鼓励完善价格机制、共享租赁等市场化运营机制,然而涉及独立储能电站前期建设、运营成本等细节,尚未给出具体政策。但随着国内最大的分布式储能项目竣工投运,时间会给出答案,走向模式创新的企业、城市终将站上万亿产业“风口”。


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