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大储能时代终于在新冠疫情之后迎来爆发!

日期:2020-11-07    来源:蓝锂BMS

国际新能源网

2020
11/07
15:57
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关键词: 三元锂动力电池 新能源配套储能 储能技术

以高压高电流磷酸铁锂电池系统为代表的大储能时代终于在新冠疫情之后迎来了大爆发!

最近据锂电数据权威研究机构表明,在三元锂动力电池领域补贴逐渐退却之时,以磷酸铁锂为代表的大中型储能需求突然在新冠疫情之后出现井喷。专家分析原因称,国内疫情已经完全可控,社会活动及生产都已经恢复到疫情前的水平,然而国际上其它国家的疫情却越来越严重,人类对于清洁能源的需求反而增加,在无法复工复产的情况下,只能寻求进口。而中国这个锂电大国成为他们几乎是唯一的选择。

新能源具有天然的波动属性,新能源配套储能虽不能改变新能源的基因,但可以改良新能源的功率输出秉性。从经济学的维度讲,新能源投资储能也是为给电力系统增加负载能力和额外收益。症结在于很多人仍在担心储能投资成本收回要多久?担心储能技术是否安全?,储能成本是否能快速下降?新能源企业如何创新产业形态、构建新的商业模式?如何界定储能投资的边界?

然而事实就是,储能投资在国内试点之时,国外已经大规模委托国内的锂电商家们建设期本国的储能电站了,其中以韩国,印度,美国,德国及澳大利亚等为主,需求极为旺盛。究其原因主要是国内的电价在世界范围内来说都是最便宜的国家之一,大规模的储能建设需求并不是那么的迫切。而且我们的电力资源也是相当丰富的,但国家电网并没有储存电能的功能,白天用电需求量极大,就提高电价来限制用电;而晚上用电需求减少,多余的电只能放弃掉。而现在,由于原材料成本逐年下降及锂电的梯次利用,原来用7-10年收回成本的投资,现在可实现3-5年实现盈利。另外,储能技术方面,据蓝锂科技高压直流锂电管理研究专家何向东博士称,蓝锂科技研发的高压BMS经过多年的研发与技术迭代和全球数千客户的长期运行,充分证明了其BMS管理下的大中小型锂电池系统具有安全、高效、可靠的性能。何博士还无比自豪的说:“我们研发的高压锂电UPS电池管理系统是全球首发的完备电池系统管理方案”。

储能商业模式探路

从现有的商业模式看,新能源配储能项目价值创造的路径包括:(1)参与调峰、调频等辅助服务,获得辅助服务补偿,(2)减少弃风、弃光电量,增加电费收入,(3)减少电网费用考核,(4)参与电力市场交易获得电价收益,(5)IDC机房锂电替代铅酸UPS系统。

按照上述盈利模式的确定性排序,锂电UPS>储能电站>辅助服务收益>弃风弃光电量收益>减少电网费用考核。

其中,新能源配储能参与电力系统辅助服务是收益最为确定的模式。

当前,已有16个省区发布了调峰辅助服务补偿机制,储能电站可以为电力系统运行提供调频、调峰、调压、备用、黑启动等辅助服务,并获得相应补偿收益,补偿收益在0.5元/千瓦时,而国内外的锂电UPS替代铅酸业务也呈现出巨大商机,蓝锂科技及其相关国内外企业成为这块蛋糕的最大受益者。

2019年6月,国家能源局西北监管局发布《青海电力辅助服务市场运营规则(试行)》,明确在电网需要调峰资源的情况下,储能调峰价格暂定0.7元/千瓦时,优先消纳风电、太阳能发电。2020年5月26日,新疆发改委印发《新疆电网发电侧储能管理暂行规则》,对根据电力调度机构指令进入充电状态的电储能设施所充电的电量进行补偿,补偿标准为0.55元/千瓦时。

从储能电站的应用看,青海共享储能项目鲁能海西50MW/100MWh储能电站是一个样本,该项目2019年6月18日正式试运行,至2020年7月,累计充电电量2815万千瓦时,获得调峰费用1564万元,单价0.56元/千瓦时。

按照储能电池全生命周期充放电次数至少6000次算(储能与动力电池不同,容量降至80%及以下仍可继续使用,而动力电池由于能量密度比的需求,容量降至80%就得强制性更换),储能电站需要与电网公司协调,保证每天至少两次满充满放。

新能源配储能的另一商业模式,是通过储能减少弃风电量,在非限电时段放电,或者就地消纳。这种模式适用于上网电价较高、弃风弃光率高的区域,随着新能源平价上网进程加速,依靠弃电获得投资收益的难度越来越大。

电网考核费用的减少是储能的新价值体现。目前,根据电网企业“两个细则”(《发电厂并网运行管理实施细则》、《并网发电厂辅助服务管理实施细则》)要求,新增对风电场、光伏电站一次调频、虚拟惯量响应功能考核标准。新能源通过配置储能,可以相应减少电网考核费用。

除此,新能源配储能可以通过电力市场交易获得电价收益,但此种模式下电价波动、电量需求大,项目收益不确定性也增加。此外,新能源储能电站可以探索与用户服务、充电桩、绿证交易等模式融合,向下游应用端延伸。

但是,需要注意的是储能系统在同一运行时刻,商业模式只能取其一,二者不能兼得。故此,项目投资经济测算需要兼顾不同运行模式,项目现金流流入需要根据不同场景进行测算。

不过,我们在大力发展储能事业的同时,也要注意防范灾害事件的发生,在电池和BMS的选择上不光要注重成本上的投入,也要有一定的产品品质的要求底线,否则我们就会重蹈韩国几十个储能电站的接连起火爆炸事故。如下图为韩国其中一个储能电站突发起火爆炸。究其原因就是选择了三元锂电池及在维护过程中的操作不当。(前文中我们已经专门对三元锂和磷酸铁锂两种电池作为简短的分析)

严控储能投资经济性边界

在现有的商业模式下,新能源配储能的经济性对投资成本的敏感程度更高。储能项目的成本高低取决于两个方面,一是新能源储能配比,二是储能工程系统造价。对于能源基础设施而言,项目投资回收周期在七年之内,则具有较好投资价值,可以满足8%左右的项目内部收益要求。

对于新能源配储能的合理比例,中国电建西北勘测设计研究院认为,从经济角度考虑,为平抑新能源出力的短时波动,储能容量可按新能源装机规模10%,储能时长可按0.5h~1.0h设计。

目前,从各地对新能源储能项目的要求看,储能配比在10%-20%之间,储能时长为1小时~2小时,高比例储能配比加大了投资回收的压力。

从储能成本构成看,储能电站主要有三部分构成,储能电池系统、储能功率变换(PCS)及升压系统。其中,储能电池投资占比最高,在60%左右。储能系统成本已经从之前的2元/wh,下降至当前的0.8-1.3元/wh。储能成本下降的重心仍在储能电池,降低储能电池成本则需要在电芯低衰减、长寿命(1万次以上)、高存储效率(>98%)等技术维度进行攻关,同时减少项目用地成本和运维成本。

按照成本下降的学习曲线,理想的储能成本下降路线是,到2025年电池系统成本下降更多,储能规模翻倍,储能系统成本下降至0.6元/wh左右。在技术进步的驱动下,成本下降的斜率或会加速更快。

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