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全国各省储能盈利情况分析
日期:2021-09-28   [复制链接]
责任编辑:yutianyang_tsj 打印收藏评论(0)[订阅到邮箱]
2021年储能系统成本1.5元/Wh左右,迎来经济拐点,专家预测,到2030年新增储能需求将达536GW/1575GWh,潜力巨大!那么,储能有哪些盈利模式?哪些省份配置储能更具经济性?

一、并网侧:大电站/新能源配储

1、新能源配储的强制性、必要性


截止目前,有11个省份发布了新能源强制配储政策,新能源配储首先可以解决新能源本身弃风弃光问题,将负载用不完的电储存起来,等到负载高峰时再释放,避免了浪费;其次,当电网断电时,可以利用电站和电池供应负载。
强制配储

2、新能源配储的经济性

新能源配储不仅是强制的、必要的,在目前也具备了经济性。

2021年储能系统成1.5元/Wh左右,相关研究表明,一类地区上网电价达0.51元/kWh、二类地区上网电价达0.42元/kWh、一类地区上网电价达0.36元/kWh时,储能具备经济性。

二、用户侧储能:峰谷价差套利

用户侧储能大多数以工商业、户用光储形式存在;也可以由第三方投资运营,在工业用户园内建设储能电站,与工业用户分享利润。这种模式的储能电站是利用峰谷价差套利。相关试验研究表明,峰谷价差达0.7元/kWh时,储能具备经济性。目前有北京、山东、江苏、浙江、广西、广州、河南等7省份达到要求。
最新电价

7月29日,国家发改委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》,要求系统峰谷差率超过40%的地方,峰谷电价价差原则上不低于4:1,其他地方原则上不低于3:1,尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。政策逐步落实后,储能套利将更具经济性。

三、电网侧储能:调峰调频

电网侧储能是大型的储能电站,有抽水蓄能和电化学储能两种模式,随着新型储能政策发布,未来电化学储能将占据越来越重要的位置。电网侧储能电站能发挥调峰调频的作用并以此盈利。

调峰是指在用电负荷和用电量不均匀时,投入其他发电机组,在并网时同步调整,维持用功功率平衡。目前调峰服务费以0.4-0.6元/kWh为主。调频是指当电力负荷或发电出力发生较大变化时,由其他发电机组来参加二次调频,目前的补偿价格为5-8元/MW。

目前,全国多省为储能参与调峰、调频辅助服务设置了补偿规则:
调峰

9月24日,国家能源局局长章建华在国际重要会议上发表讲话时表示:将加快部署新型储能、氢能等关键技术的研发、推广和应用。

同日,国家能源局发布《关于能源领域深化“放管服”改革优化营商环境的实施意见(征求意见稿)》提出:电网企业要做好新能源、分布式能源、新型储能、微电网和增量配电网等项目接入电网服务。

随着国家政策的大力支持和储能技术的飞速发展,储能由理想很美好变成了现实也很美好。

原标题:全国各省储能盈利情况分析
 
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来源:阳光工匠储能网
 
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