(政策原文及重点详见后页。)
评论
1.文件明确了电储能设施参与电力辅助服务市场的主体地位和电费补偿/结算机制,对加速国内各类型商业化储能应用市场的启动意义重大;
本次政策《通知》的最大亮点莫过于明确了电储能设施的独立市场主体地位,政策规定:无论是在发电侧还是用户侧建设电储能设施,均可作为独立市场主体、或与发电企业联合,参与调峰调频等辅助服务市场交易。(这一点在3月的征求意见稿中未明确提出)
此外,《通知》还明确了:对于在发电侧建设的电储能设施“放电电量等同于发电厂发电量,按照发电厂相关合同电价结算”。该项条款为风电场、光伏电站配置储能设施改善限电提供了明确的法规依据。对于在用户侧建设的电储能设施“充电电量既可执行目录电价,也可参与电力直接交易自行购买低谷电量,放电电量既可自用,也可视为分布式电源就近向电力用户出售”。令用户侧储能除了用于企业内部峰谷电价差套利外,具备了更多提高使用率、降低投资回收期的商业应用模式。
2.政策在“电改”大背景下出台,印证我们反复提出的“电力市场化程度提升将打开巨大储能市场”的观点:
根据海外国家经验,电力市场化程度越高,储能设施的商业模式也就越多、潜在市场也就越大,本次《通知》在能源局内部征求意见不到3个月即正式发布,一方面反映出我国电改推进速度的超预期,另一方面也印证了我们一直以来强调的观点:我国电改和能源互联网建设的推进所激发的“新增”投资需求中,将有很大比例落到电储能设施的建设上。
3.看好铅碳电池和锂电池储能系统在电力辅助服务市场应用的爆发式增长:
在目前可选的电储能技术路线中,我们最看好目前成本最低的铅炭电池储能,单位投资1200元/kWh和0.5元/kWh的充放电度电成本令其在许多应用中可不借助任何补贴实现盈利。以工商业用户单纯用于电价差套利测算,当峰谷电价差大于0.8元/kWh时,无杠杆投资回收期可低至5年,若考虑节省的容量费和参与需求响应等电力服务辅助所获得的额外收益,则投资回收期将更短。
锂电储能尽管成本仍显著高于铅碳,但由于具备高能量密度和高倍率充放电能力的优势,在部分应用场合中,如需要高倍率充放电的“秒级/分钟级调频服务”、或是对设备占地面积较敏感的商业/居民储能市场,仍具有不可替代的优势。
此外,如液流电池、压缩空气等电储能技术,由于成本或技术成熟度的原因,可能在较长时间内仍无法实现大规模的商业化应用。