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强制配置储能利空还是利好?产业出路又在何方

发布日期:2020-06-25 14:25来源:未知

过去一周,媒体广泛报道了一系列关于河南、湖南和山西权力制约的新闻。昨晚,新建电网发布《新疆电网发电侧储能经管暂行划定》。

第一个事实已经很清楚:越来越多的省份电网正面临着光伏和风力发电大规模并网带来的调峰和调频问题。没有储能,电网的调节能力不足以支撑“十四五”时期的风光。因此,地方电网要么建议新项目按一定比例配备储能,要么暂停新项目申报,要么对现有电站提出技术整改和调峰费用分摊等严格要求。

关于光伏和风力发电增长的中期约束以及国家电力约束的可能解决方案,太阳能新能源智库自去年9月4日以来一直在频繁强调。结合最新的深入思考,我们提出以下概念:

(1)功率约束问题的根本原因是光伏和风力发电不能及时移动。间歇性自然资源导致的能源供应间歇性与全天候用电需求之间的矛盾,只能通过电力调节和“储放机制”来克服。在过去的几年里,两大电网都实施了国家新能源政策,并确定光伏和风力发电的调节顺序为最高。然而,由于传统能源如火电、核电等调峰深度的限制,解决风能和太阳能约束问题的过程功率调节方法已接近完善。只有依靠“储存-释放机制”——,能量储存——才能“一劳永逸”。

(2)电力系统通过增加储能来解决风光互补发电的约束问题。监管理念有三种类型。第一种类型是电网要求风力和太阳能发电站按照一定的比例以强制人类命令的形式配备能量存储。二是通过建立完善的现货电力业务市场和辅助服务市场,通过市场优化资源配置的影响,通过“景区电力阶段性过剩自然资源现货价格下降、调峰服务价格上涨日内电价差扩大储能投资内部收益率提升新增储能装置”的传导机制,以市场化方式实现调控政策。第三类是强制性指令和市场导向措施之间的联系。例如,在目前新疆电网的划界中,电网将提出储能充放电补偿比例和现有机组的分配机制。然后,储能运营商将展示他们实施新储能装置的主观能动性。

(3)电网强制风力和太阳能电站按比例设置储能,将迅速解决整个市场储能资源不足的问题。然而,上述措施有两个主要问题:

a)光伏调峰储能每天有效周期少于一个,电池周转率低,而风力发电受自然资源白天波动性较大的影响,其配套储能的电池利用率较低。

(二)在电网要求的储能过程中,有三种子类型:第一,所有储能电站和增量电站都要求按统一比例配备储能装置;第二,增量发电站需要按比例储存能量,但现有的发电站没有追溯到。三是要求储能容量和增量电站按不同比例配备储能。电网连接时间越晚,要求的设备储能比例越高。

SOLARZOOM的新能源智库认为,根据不同比例为现有电站和增量电站建立储能的第三个子模型更科学、更均衡。它不会对现有电站带来过多的额外投资,从而导致内部收益率急剧下降,也不会对新电站要求过高的设定比例,这将大大影响新增发电量。因此,它将能够考虑到好处

(4)从长远来看,市场化的解决方案比电网指令性命令更能降低市场运行成本,但在制定政策和方针的速度上还不够。电力市场机制能够以较低成本推动能源革命的原因如下:

a)由市场化电价机制驱动的储能市场可以通过“两充两放”策略发展客户侧储能,并可以产生一个能够为电网提供极其丰富的辅助服务品种的自助服务提供商。这两种类型的蓄电池储能电站的运行率高于光伏和风力发电侧,因此整个社会的用电成本将更低。

b)在电力市场机制下,储能运营商可以将电池的寿命特性与电价的波动特性联系起来,制定极其丰富的策略:从每天两个周期、每天一个周期的日内高频率峰值调节,到每周一个周期、每年两个周期甚至一个周期的低频峰值调节,运营商可能不会购买长寿命电池、大众化电池和减量梯次运动电池。 并且配备的PCS倍增因子可能不会彼此通信,因此避免了由于废弃而导致的昂贵电池的衰减和耗尽,并且最大程度地降低了功耗成本。

c)在市场化机制下,光伏风力发电与储能之间的现货电价是平衡的,以适应自然资源的高峰期。在这种机制下,“冯光储备”资产未来25年的现金流是可以预测的,因此金融资源将大规模拥抱新能源资产,从而推动新能源产业进入“金融减资”的最高增长阶段。索拉索姆新能源智库认为,党中央推进电力体制改革的决心和步伐已经非常明确。在市场化的过程中,考虑技术问题的解决和利益的平衡是需要时间的。在3-5年内建立一个成熟的国家电力现货和辅助服务市场将是一个更有可能的事件。

SOLARZOOM新能源智库认为,电力约束问题的解决最终必须依靠“强制电网手段”和“市场机制”之间的联系。前者“治疗紧急情况”(见效快),而后者“永远康复”(最大限度地降低成本)。

(5)第三种强制命令与市场化手段直接衔接的方案(如目前新疆电网的划界)是一种能够快速、较好地解决电力约束问题的方案。虽然它的政策比第一个稍慢,但比第二个更快。此外,还可以直接调节电网,解决光伏和风电侧储能电池运行率低的问题,有可能在全国范围内大规模推广。目前,新疆的政策是要求火电、光伏和风电的存量在发电侧分担储能成本,且份额权重更侧重于电站调峰分析。也就是说,对于调峰能力较差的火电机组和发电时间较长的光伏和风力发电站,应根据公式分配更多的费用来支持储能的增长。

(6)在世界范围内,任何基于固定电价的光伏和风力发电增长机制都是不可持续的。在有利可图的情况下,家庭资源和金融资源将在高内部收益率的前提下继续实施光伏风力发电项目,实现对电网的“套利”。最终,个人理性不可避免地导致集体冷漠,而数千亿资金的积累将导致模式收益的实现失败。对于“套利者”(电站运营商及其背后的金融资源),在投资光伏风力发电站之前,应该非常清楚:超额收入最终将以“限电”的形式流失,“保证时段以外的部门将参与电力业务,保证时段将不断减少”,“将增加额外的储能投资以满足电网要求”以及“储能补偿费用将被迫分摊”。除非在资本成本和项目采购方面有其他优势

(7)对于光伏制造企业来说,过去行业中所谓的“公平价格就够了”都是“假命题”。为了克服以“火油气”为核心的第二代能源,新能源发电必须解决时空不可移动的问题。因此,只有“支付电力约束后足以抵消成本的平价”才是真正的平价。然而,在新能源增量替代和传统能源存量替代的分化阶段,新能源所需的时间流动性不断提升,因此“支付功率约束补偿成本后的平价”仍然是一个动态概念。在未来的40年里,光伏产业应该继续走在降低成本的道路上。从未来3-5年来看,光伏性能应至少实现20%甚至30%的电力成本降低,才能满足“1W光伏发电机组1W储能”后的平价。“HJT电池钙钛矿无栅叠层大硅片”的技术组合将是光伏制造业履行上述降低成本义务的实质性和必要前提。

图2为了击败传统能源,风力和太阳能必须实现时间移动性和空间移动性

(8)从能源革命的角度来看,世界各地的电网都提出了强制储能的要求,这是对行业发展的一种刺激。光伏电器将从第一个大周期(补贴大周期)缓慢切换到第二个大周期(增量替代大周期)。从外部来看,电网强制性光伏储能政策的实施将导致:a)现有电站运营商额外投资和既得利益的损失;b)增量光伏项目的预期内部收益率较低;c)光伏制造的中短期需求下降;以及d)对储能制造的需求激增。然而,从行业的历史使命来看,“克服电力约束,实现风能和太阳能的时间流动性”是成都必须避免的阶段。光伏企业只有以更加积极的态度投入到以贸易为基础的新技术的大规模生产中,并迅速实现20-30%的成本降低,才能将风能和太阳能转变为全天候的发电时间移动机能源,从而实现更大比例的传统能源甚至传统能源的替代。

综上所述,在风力和风力发电站中设置储能装置是历史的必然。从短期来看,以电网指令形式实施调峰和调频在政策效率方面最为灵活。从更长的一段时间来看,通过电力市场机制解决电力约束问题的手段将具有更低的社会成本,并将大大增强新能源资产未来现金流的可预测性,从而将行业推向“财务成本降低”的更高阶段。

新疆电网现行的储能补偿分配机制作为指令性指令与市场化之间的纽带,不仅可以保证较高的政策效率,还可以通过电网调整来保证储能电池的运行率,具有在全国范围内推广的可能性。未来5年,光伏和储能的设置比例将不低于“1W光伏:1W储能”,光伏LCOE的成本将继续降低20-30%。为了实现上述政策,具有100千兆瓦级商业批量生产“HJT电池钙钛矿叠层大硅片无主栅”技术组合是充分和必要的。因此,将避免以“风光储”为重点取代第三代能源,甚至以“火油气”为重点取代第二代能源的历史进程。(作者:马一伟,新能源智库)

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