夏季用電緊張,工商業不妨裝個“充電寶”?

2023-07-06  瀏覽量:1062

 

如果說火爆的儲能行業堪比新能源賽道上的皇冠,那么工商業儲能就是皇冠上的明珠。

 

提及儲能,人們習慣更多地關注源網側儲能電站(大儲)身上,探討發電側配儲、利用率、共享儲能模式等話題,但其實在國內,從收入模式和耦合性上考量,工商業儲能的增長潛力和市場機會,要遠比大儲、戶儲更為誘人。

 

目前,大儲占了國內儲能市場近90%的份額,其中共享儲能約20%左右,剩下10%的蛋糕是用戶側儲能,包括工商業儲能、戶儲。國外則完全不一樣,海外市場則以用戶側儲能為主,尤其是在美國、德國、意大利等國家。2022年,歐洲戶儲增速高達71%,新增裝機3.9GWh,德國、意大利、英國、奧地利位列前四位。特別是德國戶用光伏的配儲率高達70%,位居全球第一。

 

這也不意外,高電價國家,或者電網設施薄弱的地區,戶用儲能往往發展較快。顯然,中國居民生活用電價格較低,并沒完全執行分時電價政策,且電能穩定性較高,限制了戶儲市場的發展空間。

 

在中國,工商業反哺居民生活用電,一直心照不宣,居民生活用電低價的“雷打不動”是靠工商業用電的“彈性”來保障的,包括輸配電成本、運行費用等,均由工商業分攤。這意味著工商業用電的分時電價政策、峰谷價差會更為劇烈地變化,由工商業分攤風光新能源并網所帶來的更高的運行費、損益費。

 

于是,工商業儲能的商業邏輯越來越“硬核”。同為儲能,工商業大不同。隨著中國各地峰谷價差進一步拉大,疊加鋰電池成本下降,工商業儲能IRR(內部收益率)穩步提升,經濟性越來越明顯。工商業儲能成為儲能賽道中增速最快的分支。

 

表面看,儲能系統都是由電池、PCS變流器、BMS、EMS及其他電氣電路和保護、監控系統、ups電源系統和消防等幾大部分組成,但實際上,源網側儲能與工商業儲能在系統側重、商業邏輯、收入模式方面存在著很大區別。

 

工商業儲能的集成度更強,會采用儲能一體柜的形態,而非大儲的集裝箱。工商業儲能的容量相對要小一些,因為更多地是滿足企業用戶光伏自發自用、降低用電成本,基本不參與電網調度,所以對系統控制的要求遠低于源網側儲能。

 

比如電池方面,工商業儲能不要求響應速度,更看重成本、循環充放電次數,所以通常為能量型電池,而非功率型的動力電池,后者需要參與調頻、緊急備用等電力輔助服務,響應時間的要求更高。能量型電池更為持久,不需要太高的倍率,一般為2C左右,更像是馬拉松選手,而功率型電池就如短跑,需要的是爆發力。在電池管理精細度方面,工商業儲能電池系統不需要過于復雜、分層分級的管理策略,甚至部分PCS兼具BMS的功能。

 

再來看PCS(儲能變流器),工商業儲能PCS的功能要簡單得多,更容易與電池系統一體化集成,適用于鋰電池、LEP等串并聯需求,單向充放電,對分布式光伏逆變器的適配性和耦合性更強。大儲的PCS還要具備一次調頻、功率快速響應能力,用于電網支撐功能。從個頭上看,工商業儲能PCS更小巧。

 

EMS(能量管理系統)也是同樣的道理,工商業儲能的能量管理系統屬于基礎版,側重于局域網的本地能量管理,而大儲則需要具備電網調度接口,支持多種通信規約,滿足源網荷儲等多能互補的能量管理和監控。

 

從收入來源上看,新能源配儲更多依賴于平滑并網,減少棄風棄光,很少參與輔助服務;獨立儲能電站(含共享儲能)的收入方式更為多元,包括容量租賃、電力輔助服務、峰谷差套利、容量補償等。相比之下,工商業儲能的價值更加多維。

 

從應用場景、收入模式上看,工商業儲能可以單獨配置儲能,也可以光儲一體,甚至與微電網耦合在一起,收入來源上也有很多:

 

比如峰谷價差套利,在電價谷時充電,峰時或尖峰時向電網放電獲利,度電收益達到0.7/Kwh,降低用電成本;提高光伏發電的自發自用率,在光伏大發時,暫時將電能儲存在電池中,光伏發電不足時,電池中的電能釋放出來供負荷使用;

 

此外,需量管理也是工商業儲能的一項關鍵調整能力,變壓器容量在315千伏安及以上的大工業用電采用兩部制電價,即電量電價+容量電價,前者是剛性的,但配備儲能的話,容量或需量就能降下來,壓縮容量電價成本;此外,工商業儲能也會涉及到部分電力現貨市場、電力輔助服務,但通常較少。

 

利好刺激,工商業儲能起飛。源網側儲能基本上是大塊頭的生意,容量大,投資額大,更多的是電網公司、發電企業的五大四小的少數派游戲,而且是典型的買方市場,變現渠道主要是電力輔助服務,提供備用、調峰調頻、爬坡、轉動慣量、黑啟動等服務。

 

從政策紅利和友好度來衡量,近年來,工商業儲能的利好刺激顯然要強于大儲,主要是分時電價政策的推進,峰谷價差的繼續拉大。

 

2023年上半年,廣東、浙江、江蘇等在內多地,密集調整工商業分時電價,已經入夏用電高峰,再次面臨去年高溫限電、損益電價分攤給工商業帶來的用電成本飛漲,分布式光伏、工商業儲能的裝機需求進一步增強。以2023年第一季度為例,分布式光伏安裝18.13GW,其中工商業占了半壁江山,江蘇、浙江排在前兩位。

 

而且,這一輪分時電價調整,重點是峰值時段和尖峰電價的調整,進一步優化了峰值時段劃分,像四川上午峰值時段增至2小時,讓工商業儲能可以做到兩充兩放,提升了儲能投資的經濟性;其次是尖峰電價的上漲,如江蘇、四川、北京的尖峰電價設置為高峰電價基礎上浮20%,進一步拉大了峰谷價差,儲能收益相應增加。

 

此外,工商業的分布式光伏與儲能的組合還有“天時地利”之和。在全天時段中,中午太陽能輻射強度高,光伏發電出力大,但這個時段電價較低,越是光伏裝機量大的地區,中午電價越低,電力現貨市場更是如此。這時就需要配置一定容量的儲能,午間存儲大發的光伏發電量,將電能搬移到下午的高峰或尖峰時段,既消納了光伏發電,又能賺取更高的差價收益,或者在尖峰段降低用電成本。

 

能鏈研究院進行了簡單測算,以浙江10MW/20MWH規模的工商業儲能項目為例,在一充一放、原有分時電價機制下,儲能的投資回收周期在8年以上,經濟性一般,因此投資意愿低。但在新的分時電價機制下,按國網浙江發布的20236月代理工商業用戶購電價格核算,尖峰電價1.71/度,高峰電價1.43/度,低谷電價0.46/度,峰谷最大價差1.25元,4~5年就能回收成本。

 

如果是單一的峰谷價差套利的工商業儲能項目,LCOE成本是一道生死線,0.7/度的峰谷價差,IRR能達到9.82%,這個時候,投資儲能是具備可操作性的。

 

可以預見,隨著分時電價政策在各省市的推進,工商業儲能進入正向盈利的省份地區越來越多,這必將刺激市場端更多儲能項目投建的積極性,工商業儲能將成為國內企業實現緊急備電、維持正常經營、降低電費支出的重要手段。

 

融合性高,想象空間巨大。而且工商業儲能以上收益測算并未考慮到補貼收益,目前,無論是稅收、市場準入等,各地都在鼓勵工商業用戶建設儲能電站,這些政策在一定程度上降低了儲能總體的投資和運營成本。

 

目前,全國正在實施的補貼政策多達30項,向用戶側且注重分布式光伏耦合的項目傾斜,補貼方式包括容量補貼、放電補貼、投資補貼。比如合肥對1MW以上的項目按放電量給予0.3/Kwh的補貼,連續補貼2年;深圳鼓勵數據中心、5G基站、充電設施、工業園區等布局儲能,按實際放電量0.2/Kwh補貼;江蘇無錫則按容量補貼,直接按裝機量給一次性0.1/W,浙江多地的容量補貼則按0.2/W、0.18/W逐級退坡。

 

不僅僅有額外補貼收益,工商業儲能被持續看好,還在于其具有更好的耦合性和融合性,不僅僅是單一配置儲能的場景。工商業儲能的商業模式更具延展性,可以與光伏分布式發電、微電網、能源管理、充電樁及充電站、虛擬電廠等新型能源消費形式融合在一起,帶來更多元的收入模式,就具備了更大的想象空間。

 

相比大儲,工商業的應用場景更為豐富,可廣泛應用在工業廠房、商業樓宇、園區、數據中心、基站、電動汽車充電站、礦區/油田等場景。其中,在社會用電量中占比越來越高的EV充電站對配置儲能的剛性需求越來越大。

 

能鏈研究院預計,2030年電動汽車公用充電量在社會用電量中的占比將翻24倍,從2022年的0.16%增至4%。2025年,全國充電站配建儲能規模將達到23GW,投資規模近千億元。2030年,這一數字將增至243GW,投資規模超過8700億元。2023~2030年的CAGR64%。未來,光儲充將成為充電站的標配。

 

工業用電約占到全社會用電量的66%,即便未來20%的廠房、園區等配套儲能,整個工商業儲能的容量將會是數萬億的市場。

 

如潛龍在淵,蓄勢待發,工商業儲能正成為儲能賽道中最具潛力的分支,也吸引了各路力量的參與。從工商業企業用戶、分布式能源投資商到虛擬電廠、充電樁投資及充電服務商、售電公司等均躍躍欲試,開始投資工商業儲能項目。

 

著眼更長遠的未來,工商業儲能一定是比拼融合性、智能化水平,單一形態的會越來越少。如何在復雜、多目標、高度集成的系統上進行智能化調節和運營,最終取得最高的效率、最大的收益,技術與商業模式上的創新是一道分水嶺,也會是終極玩家們追求的目標。

 


上一條:重視碳管理將會輸掉企業的未來? 下一條:中國工程院院士陳立泉:儲能行業將迎來爆發期

亚洲av永久无码精品澳门动漫,麻豆精品一区二区综合Av熟女,欧美一级aaaaaaavvvv,精品欧洲av无码一区二区