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【专访】毕马威:电力现货市场峰谷价差有望拉大,储能盈利空间将提升

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【专访】毕马威:电力现货市场峰谷价差有望拉大,储能盈利空间将提升

若参与电力市场现货交易、获得容量补偿等,储能可以扩大收益来源,提供经济性。

图片来源:视觉中国

界面新闻记者 | 王勇

从政策和市场活跃度来看,储能行业已成为2023年的热门赛道。

今年2月,国家标准化管理委员会和国家能源局联合印发《新型储能标准体系建设指南》,提出在今年制修订100项以上新型储能重点标准,用以支持新型储能产业安全、规模化发展。

截至目前,已有近30个省市推出了强制配储政策或“十四五”期间储能发展目标,包括山东、青海、山西、内蒙古等。据界面新闻记者不完全统计,到2025年,这些区域储能建设规模将接近54 GW。

海通国际证券指出,上述区域配储比例普遍在10%-20%,配储时长1-4小时,这将为新型储能的高装机增速“托底”。

在政策“托底”下,储能行业能否在2023年实现跨越式发展?政策落地和企业参与过程中又会面临哪些问题?

毕马威中国与中国电力企业联合会联合3月底发布的《新型储能助力能源转型》报告指出,行业正处于从商业化初期向规模化发展转变的关键期,经济性是储能下一程是否顺利发展的关键

日前,毕马威中国能源及天然资源行业主管合伙人蔡忠铨、毕马威中国首席经济学家康勇,就储能热门话题接受了界面新闻记者的专访。

以下为采访内容,刊发时有所删节。

界面新闻:如何看待新能源强制配储这一“托底”政策?

蔡忠铨新能源强制配储,是目前新型储能在发电侧的主要发展动力。在储能成本主要由发电侧承担、储能收益来源相对单一的情况下,发电企业出于经济性考虑,会更倾向于选择低成本储能项目,相对忽视性能和安全问题,传导到储能供应方,就会引发低价竞争问题。

根据毕马威咨询调研,当前新型储能产业链各环节企业典型毛利水平大多不超过30%,多家储能上市企业毛利率水平也出现下降趋势。长此以往,将导致整体市场无法实现良性出清,低成本低性能建设模式,也将给储能产业埋下安全隐患,破坏行业整体生态。

界面新闻:如何看待配储和经济性之间的平衡点问题?

蔡忠铨新能源配储的经济性还不是很显著,影响了其更快地发展。中国电力市场化机制尚不成熟,新能源配储参与电力市场现货交易仍在探索中,容量补偿机制仍在研究制定中,缺乏统一、平等、稳定的储能容量回收机制,并且发电侧储能参与辅助服务市场条件不成熟。

另外,新能源配储利用率低。根据中国电力企业联合会的调研,为新能源配置的储能项目,等效利用系数仅为6.1%,在电化学储能各种应用场景中利用系数最低。

电化学储能水平等效利用系数为12.2%。其中,火电厂侧储能等效利用系数为15.3%,电网侧储能等效利用系数为14.8%,用户侧储能等效利用系数为28.3%。

界面新闻:从电网侧看,储能成本高昂且很难传导到用户侧,问题的根源是什么?如何解决这一问题?

蔡忠铨电网侧调峰、调频等储能装机的收益,主要来自于辅助服务补偿,辅助服务的补偿方式和分摊机制由各地区按照“谁提供、谁获利;谁受益、谁承担”的原则,制定相关细则。

但由于电网侧储能技术需要满足大容量、高效率、长寿命等要求,进而需要较高的研发投入,而这些成本都需要电网侧承担,叠加电力系统的负荷和电量波动性较大,用户需求的不确定性导致储能系统的运营成本和风险增加。

另外,由于电力市场不完善,电价受到政策等因素影响,电网侧储能无法通过提高价格把储能成本传导至用户侧。

结合国外市场经验来看,中国电网侧储能亟需开拓容量成本回收机制和电力现货市场,以完善成本疏导机制和扩大收益来源。通过引入容量成本回收机制,可以将辅助服务成本合理传输到用户侧。

容量成本是指储能系统中与储能容量相关的设备和施工成本。容量成本回收机制包括容量成本补偿机制、稀缺定价机制和容量市场三类。例如,我们可以借鉴智利的容量成本补偿机制。目前山东已率先尝试这一机制。

之前,山东的容量补偿电价标准为99.1元/兆瓦时,如今容量补偿电价按峰谷系数进行调整,避免了定价过低起不到激励作用,定价过高会增加用户成本的难题,能够更好地激发容量市场活力。将储能补偿费用平摊至用户侧,储能建设项目至少能获得容量补偿电价的“保底收益”。

界面新闻:如何看待共享储能模式?其商业盈利模式、配储成本传导等方面存在什么问题?

康勇共享储能电站,即电站资源不专属于某一新能源站或电网,而是以电网为纽带,将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源整合,并统一协调服务于网内所有新能源站,推动源网荷各端储能能力全面释放。独立储能电站,即为行业内通常理解的共享储能电站。

独立储能电站的收益渠道包括容量租赁收入、容量电价收入、电力现货交易收入和辅助服务收入等。

但是这些渠道并没有在全国推广,只是部分省市在进行试点,不同省市独立储能收益模式略有不同。由于各地市场规则不同和储能本身的运行特点,多数情况下储能不能得到全部渠道的收益,只能同时获得其中部分收益。

政府正出台政策积极推动共享储能参与市场化交易。未来随着新能源发电占比的提升,部分省份电力现货市场的峰谷价差有望继续拉大,从而进一步提升储能项目盈利空间,促进独立储能的发展。

界面新闻:对2023年的储能市场如何看待?

康勇在需求、政策和资本的共同推动下,储能进入发展的快车道,预计今年将保持快速发展。

一是随着可再生能源发电的不断增加,对电力系统的稳定性和可靠性的要求越来越高。储能系统不仅可以提高电力系统的供电质量,也可以在系统故障时提供紧急备用电源,确保电力系统的安全稳定运行。

二是政府对储能产业的支持政策将继续加码,包括对储能项目的补贴、对储能技术研发的资金支持等。

三是储能已成为资本市场热门赛道,持续获得资本青睐。储能尤其是以电化学储能为代表的新型储能,具有技术成熟、建设期短、成本相对低等优势,成为储能赛道的热点,吸引了大量资本流入。

随着不断推进“双碳”目标和新型能源体系的建立,预期未来储能市场,特别是新型储能有广阔的发展空间。不过,短期内也需要关注储能市场收益模式单一、储能系统安全性仍需进一步提升等挑战。

界面新闻:储能能否接过电动车,成为动力电池领域新的增量主力?

康勇储能电池的主要应用场景包括发电侧新能源配储、电网侧储能和用户侧储能等。

随着可再生能源发电的增加和储能产业政策利好的推动,储能电池将成为动力电池领域新的增量市场,但储能电池要成为动力电池领域增量主力,仍需要继续投入更多的研发、开拓更多的应用场景。

一是技术创新储能电池需要不断创新,提高储能效率、延长储能时间等,以满足市场需求二是降低成本储能电池的成本是制约其应用的因素之一,未来需推动储能电池成本进一步下降。根据云南省能源研究院数据,对于锂电池电化学储能电站,电池设备购置费约占87%。

三是扩大市场需求。新能源汽车电池已经是动力电池领域的主要增长点,但是储能电池还处于发展初期阶段,市场需求相对较小。

未经正式授权严禁转载本文,侵权必究。

毕马威

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【专访】毕马威:电力现货市场峰谷价差有望拉大,储能盈利空间将提升

若参与电力市场现货交易、获得容量补偿等,储能可以扩大收益来源,提供经济性。

图片来源:视觉中国

界面新闻记者 | 王勇

从政策和市场活跃度来看,储能行业已成为2023年的热门赛道。

今年2月,国家标准化管理委员会和国家能源局联合印发《新型储能标准体系建设指南》,提出在今年制修订100项以上新型储能重点标准,用以支持新型储能产业安全、规模化发展。

截至目前,已有近30个省市推出了强制配储政策或“十四五”期间储能发展目标,包括山东、青海、山西、内蒙古等。据界面新闻记者不完全统计,到2025年,这些区域储能建设规模将接近54 GW。

海通国际证券指出,上述区域配储比例普遍在10%-20%,配储时长1-4小时,这将为新型储能的高装机增速“托底”。

在政策“托底”下,储能行业能否在2023年实现跨越式发展?政策落地和企业参与过程中又会面临哪些问题?

毕马威中国与中国电力企业联合会联合3月底发布的《新型储能助力能源转型》报告指出,行业正处于从商业化初期向规模化发展转变的关键期,经济性是储能下一程是否顺利发展的关键

日前,毕马威中国能源及天然资源行业主管合伙人蔡忠铨、毕马威中国首席经济学家康勇,就储能热门话题接受了界面新闻记者的专访。

以下为采访内容,刊发时有所删节。

界面新闻:如何看待新能源强制配储这一“托底”政策?

蔡忠铨新能源强制配储,是目前新型储能在发电侧的主要发展动力。在储能成本主要由发电侧承担、储能收益来源相对单一的情况下,发电企业出于经济性考虑,会更倾向于选择低成本储能项目,相对忽视性能和安全问题,传导到储能供应方,就会引发低价竞争问题。

根据毕马威咨询调研,当前新型储能产业链各环节企业典型毛利水平大多不超过30%,多家储能上市企业毛利率水平也出现下降趋势。长此以往,将导致整体市场无法实现良性出清,低成本低性能建设模式,也将给储能产业埋下安全隐患,破坏行业整体生态。

界面新闻:如何看待配储和经济性之间的平衡点问题?

蔡忠铨新能源配储的经济性还不是很显著,影响了其更快地发展。中国电力市场化机制尚不成熟,新能源配储参与电力市场现货交易仍在探索中,容量补偿机制仍在研究制定中,缺乏统一、平等、稳定的储能容量回收机制,并且发电侧储能参与辅助服务市场条件不成熟。

另外,新能源配储利用率低。根据中国电力企业联合会的调研,为新能源配置的储能项目,等效利用系数仅为6.1%,在电化学储能各种应用场景中利用系数最低。

电化学储能水平等效利用系数为12.2%。其中,火电厂侧储能等效利用系数为15.3%,电网侧储能等效利用系数为14.8%,用户侧储能等效利用系数为28.3%。

界面新闻:从电网侧看,储能成本高昂且很难传导到用户侧,问题的根源是什么?如何解决这一问题?

蔡忠铨电网侧调峰、调频等储能装机的收益,主要来自于辅助服务补偿,辅助服务的补偿方式和分摊机制由各地区按照“谁提供、谁获利;谁受益、谁承担”的原则,制定相关细则。

但由于电网侧储能技术需要满足大容量、高效率、长寿命等要求,进而需要较高的研发投入,而这些成本都需要电网侧承担,叠加电力系统的负荷和电量波动性较大,用户需求的不确定性导致储能系统的运营成本和风险增加。

另外,由于电力市场不完善,电价受到政策等因素影响,电网侧储能无法通过提高价格把储能成本传导至用户侧。

结合国外市场经验来看,中国电网侧储能亟需开拓容量成本回收机制和电力现货市场,以完善成本疏导机制和扩大收益来源。通过引入容量成本回收机制,可以将辅助服务成本合理传输到用户侧。

容量成本是指储能系统中与储能容量相关的设备和施工成本。容量成本回收机制包括容量成本补偿机制、稀缺定价机制和容量市场三类。例如,我们可以借鉴智利的容量成本补偿机制。目前山东已率先尝试这一机制。

之前,山东的容量补偿电价标准为99.1元/兆瓦时,如今容量补偿电价按峰谷系数进行调整,避免了定价过低起不到激励作用,定价过高会增加用户成本的难题,能够更好地激发容量市场活力。将储能补偿费用平摊至用户侧,储能建设项目至少能获得容量补偿电价的“保底收益”。

界面新闻:如何看待共享储能模式?其商业盈利模式、配储成本传导等方面存在什么问题?

康勇共享储能电站,即电站资源不专属于某一新能源站或电网,而是以电网为纽带,将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源整合,并统一协调服务于网内所有新能源站,推动源网荷各端储能能力全面释放。独立储能电站,即为行业内通常理解的共享储能电站。

独立储能电站的收益渠道包括容量租赁收入、容量电价收入、电力现货交易收入和辅助服务收入等。

但是这些渠道并没有在全国推广,只是部分省市在进行试点,不同省市独立储能收益模式略有不同。由于各地市场规则不同和储能本身的运行特点,多数情况下储能不能得到全部渠道的收益,只能同时获得其中部分收益。

政府正出台政策积极推动共享储能参与市场化交易。未来随着新能源发电占比的提升,部分省份电力现货市场的峰谷价差有望继续拉大,从而进一步提升储能项目盈利空间,促进独立储能的发展。

界面新闻:对2023年的储能市场如何看待?

康勇在需求、政策和资本的共同推动下,储能进入发展的快车道,预计今年将保持快速发展。

一是随着可再生能源发电的不断增加,对电力系统的稳定性和可靠性的要求越来越高。储能系统不仅可以提高电力系统的供电质量,也可以在系统故障时提供紧急备用电源,确保电力系统的安全稳定运行。

二是政府对储能产业的支持政策将继续加码,包括对储能项目的补贴、对储能技术研发的资金支持等。

三是储能已成为资本市场热门赛道,持续获得资本青睐。储能尤其是以电化学储能为代表的新型储能,具有技术成熟、建设期短、成本相对低等优势,成为储能赛道的热点,吸引了大量资本流入。

随着不断推进“双碳”目标和新型能源体系的建立,预期未来储能市场,特别是新型储能有广阔的发展空间。不过,短期内也需要关注储能市场收益模式单一、储能系统安全性仍需进一步提升等挑战。

界面新闻:储能能否接过电动车,成为动力电池领域新的增量主力?

康勇储能电池的主要应用场景包括发电侧新能源配储、电网侧储能和用户侧储能等。

随着可再生能源发电的增加和储能产业政策利好的推动,储能电池将成为动力电池领域新的增量市场,但储能电池要成为动力电池领域增量主力,仍需要继续投入更多的研发、开拓更多的应用场景。

一是技术创新储能电池需要不断创新,提高储能效率、延长储能时间等,以满足市场需求二是降低成本储能电池的成本是制约其应用的因素之一,未来需推动储能电池成本进一步下降。根据云南省能源研究院数据,对于锂电池电化学储能电站,电池设备购置费约占87%。

三是扩大市场需求。新能源汽车电池已经是动力电池领域的主要增长点,但是储能电池还处于发展初期阶段,市场需求相对较小。

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