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储能人必看,工商业储能赚钱门道!

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锂电那些事今日第三条2024年09月09日 星期一


设备与产品是电站盈利“基本盘”

当前,对业主而言,投建储能电站的主要风险有四个,除了售后无保障风险,还包括安全隐患、容量衰减、运维成本等。

实际上,宁德时代等电池产品巨头,早已注意到储能行业前期的野蛮增长带来的问题。去年11月举办的2023世界储能大会上,宁德时代首席科学家吴凯就曾表示,据统计,前期投运的功率型储能,宣称寿命达10年,但实际不足3年就已大面积退役。投运的能量型储能,承诺寿命20年,目前运行仅有3-5年,且年循环次数大部分不到设计值的一半,并且运行期间,还常会出现各种问题。
想要提升运转效率,有赖于电芯与电池厂商推出更优质、可靠性更高的产品,改善行业发展早期“以次充好”的乱象。
此外,储能行业还有一个不容忽视的风险,即未来“僵尸”电站会大比例存在。
储能电站能否达到其20年的设计寿命?这还有待于技术层面的升级。但是,将其作为定义成“快消品”,明显不适合。在一个电站长达十余年的运营过程中,储能技术及储能政策也必然会发生变化。
如果储能电站不具备升级能力,必然无法提供真正的价值,无法给业主带来收益。这样的储能电站最终将被闲置,成为“僵尸”电站。
避免“僵尸”电站问题,前提也是要重视硬件层面的升级。

从峰谷套利到需量管理

储能电站的运营及盈利模式,通常有6种:峰谷套利、能量时移、需求管理、需求侧响应、电力现货市场交易、电力辅助服务。但也正随着行业发展经历新的变化。

浙江某6MWh工商业储能盈利方式(来源:智汇光伏)

在多种模式中,张隽永更看好需量管理模式,并将其与峰谷套利结合起来,才能实现储能电站的更高盈利。
我国电价分为单一制和两部制,在执行两部制电价的地区,电费被分为基本电费和电度电费,其中基本电费按用户受电变压器(按容计费)或最大需量计算(按需计费)的电价收费,电度电费按用户实用电量计算收费。
以浙江省为例,单一制和两部制电价并行,工商业用电可选择其一,大工业用电则执行两部制。
近年来,在我国,电量电费的价格没有显著变化,而单位需量电费的价格却在逐年上涨,对于很多工商业用户来说,需量电费已经占据其上交总电费的10%—20%。而如果通过科学配置储能,补偿或缓冲峰值负载以实现用户需求侧管理,既可降低部分基本电价支出,也可在低谷充电高峰放电,利用峰谷价差获得套利,一举两得。
此前,原力能源曾以浙江某1MW/2MWh工商业储能为例进行测算,假设储能降需贡献度为25%,即配置储能后最大需量降低250kW,储能系统工作期间可降低变压器实时功率,减少变压器出力,节约需量电费。两部制电价下(电价采用2023年7月两部制和单一制1—10千伏一般工商业用电),该项目平均每年产生峰谷套利收入57.40万元,节约需量电费约19.23万元。
不过,需量管理的收益计算极为复杂性且存在不确定性,这对于储能运营商或业主来也充满挑战。
这对于电站业主的启示就在于,重视需量管理,并且应引入专业的服务商实现高效的需量管理。

电力现货交易才是高级玩儿法

“需量管理+峰谷套利”的模式能够实现相对较高的收益,但在张隽永的眼中,这只能算中级模式,更高一级的模式则是进入电力现货市场进行交易(注:电力现货市场指符合准入条件的经营主体开展日前、日内和实时电能量交易的市场)。
有机构预测,2024年,浙江电力市场化交易电量预计3300亿kWh左右,市场化用户数将进一步增加。
不过,工商储业主或运营商要想进入电力现货交易并获得可观收益,并不容易,不仅要达到准入门槛,还需要一定的“资本”。
而在电力现货模式下,市场不仅报价时点多,报价上下限幅度相对较宽,价格波动频次高、幅度大,很难进行预测。
储能电站业主或运营商要想报出最合适的价格来获得较大的收益,需要有较强的计算能力、预测能力和交易能力。
那么如何实现在现货交易中的预测能力呢?目前,国内一些储能系统集成企业已经前瞻性地意识到了这一巨大的市场,并研发推出具有预测及交易能力的储能产品。如远景近日推出的EnPower智慧储能系统,融合了AI大数据分析能力,可支持多样的交易品种,利于电力交易策略的优化和交易效率。
多位行业人士认为,电力现货市场成为主流的趋势一定不会变,未来,能够在这一市场分得大蛋糕的一定属于那些提前布局的企业

         
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首次发布时间:2024-09-29
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