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          玻璃磨邊機通過補貼重點支持用戶側儲能系統

          銀豹 2020-10-16 10:31

            近年來,全球儲能產業發展迅速。全球主要儲能應用國家普遍通過完善電力市場規則、提供補貼和投資稅收減免等措施支持儲能市場發展,并逐步降低儲能參與電力市場的門檻。眾多儲能技術路線中,抽水蓄能是全球迄今為止部署多的儲能方式,電化學儲能緊隨其后。從應用場景看,全球儲能市場主要應用場景更加多元,應用多的是參與頻率調節市場,其次是參與能量時移。隨著鋰離子電池成本的快速下降,未來潛在的儲能市場空間更加廣闊。從電化學儲能細分技術類別看,未來15年,固定式儲能領域應用多的仍將是鋰離子電池,而液流電池、鈉硫電池等技術則有望在長時儲能應用中取得突破性進展。本報告從全球及典型市場儲能部署、產業政策、熱點技術應用場景及技術經濟性等方面,分析了國際儲能市場發展動向及趨勢,供參考。

            基于已公布儲能項目統計,2019年,全球儲能新增裝機規模為2.7吉瓦/5.5吉瓦時,全球宣布開發的儲能項目總規模為9.7吉瓦。2017年、2018年新增裝機容量分別達到4吉瓦、8吉瓦。綜合各機構的統計結果,2019年,雖然全球年度儲能裝機增速放緩,但仍穩步增長。

            來自美國能源部全球儲能數據庫(DOE Global Energy Storage Database)的更新數據顯示,截至2020年2月18日,全球包括抽水蓄能、電化學儲能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能和儲熱等在內累計運行的儲能項目裝機規模為191.15吉瓦(共1686個在運項目),其中抽水蓄能181.12吉瓦(350個在運項目)、電化學儲能4.05吉瓦(1023個在運項目)、儲熱3.28吉瓦(220個在運項目)、其他機械儲能2.61吉瓦(80個在運項目)、儲氫0.02吉瓦(13個在運項目)(見圖1)。其中,抽水蓄能占全球儲能裝機總量的95%,電化學儲能和儲熱各占2%左右,其他機械儲能占比約為1%。

            從技術分布來看,抽水蓄能是全球迄今為止部署多的儲能方式,是目前為成熟、成本的儲能技術;其次是電化學儲能和儲熱,電化學儲能是應用范圍為廣泛、發展潛力的儲能技術;飛輪儲能等機械儲能也存在較大的發展前景。目前,全球儲能技術的開發主要集中在電化學儲能領域。

            從地區分布來看,2019年美國、中國的儲能項目累計裝機規模居于全球前兩位,美國33.4吉瓦,中國32.3吉瓦。當年新增規模中,歐洲裝機量新增1吉瓦時,較2018年的1.4吉瓦時下滑28.6%,韓國新增裝機約2吉瓦時,同比下滑50%。2018年韓國電化學儲能累計裝機量一度排名全球,這得益于韓國推行的可再生能源配額制以及電費折扣計劃。根據中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)全球儲能項目數據庫的不完全統計,截至2019年底,中國已投運的儲能項目累計裝機容量為32.3吉瓦,同比增長3.2%,裝機規模增長速度有所降低。

            從產業政策來看,美國、英國、澳大利亞、德國等國主要通過完善電力市場規則、提供補貼和投資稅收減免等措施支持儲能市場發展。在完善儲能參與電力市場規則時,不斷明確儲能功能定位,讓其獲得參與電力市場的合理身份,但不同國家對儲能的定位存在差異。比如,2018年,美國將儲能列為獨立的電力資產;2019年6月,英國對儲能定義進行修訂,將儲能系統歸類為發電設施。近年來,英國允許儲能參與容量市場,德國、澳大利亞等國降低進入市場的儲能裝機規模要求,縮短結算周期等,讓小型儲能供應商有機會參與市場,并防止大儲能電站拆分成小單元參與競價。這些國家總體上是降低儲能參與市場的門檻,以鼓勵儲能發揮在電力系統中的多重作用。

            近年來,隨著全球可再生能源開發利用的規模加大,儲能技術的發展與突破也成為各國關注的重點領域。目前,亞洲、歐洲、北美等地區國家紛紛部署儲能項目,并相繼出臺支持政策來促進儲能項目的研究與應用。下面以美、英、澳、德四國為例,對典型市場儲能發展現狀與產業政策進行分析。

            美國是全球儲能產業發展較早的國家,也是目前擁有儲能項目多的國家,并擁有全球近半數的示范項目。截至2018年底,美國儲能裝機總規模達到32.9吉瓦,占全球比重的18.2%,2019年又新增裝機523兆瓦。美國儲能協會和伍德麥肯茲(Wood Mackenzie)的數據顯示,在2019年第四季度部署的186兆瓦儲能系統中,電網側儲能為103.8兆瓦,非住宅用戶側儲能為42.2兆瓦,而住宅儲能達到了創紀錄的40.48兆瓦,是2018年第四季度的兩倍。從地區上看,美國加州地區將繼續引領全美儲能產業的發展,玻璃磨邊機夏威夷州、紐約州和德克薩斯州等地區的儲能市場也開始呈現爆發趨勢(見圖2)。

            戰略規劃與法規方面,2020年1月8日,美國能源部長Dan Brouillette宣布啟動儲能大挑戰(Energy Storage Grand Challenge)以幫助開發下一代儲能技術并將其推向市場,該計劃旨在確保到2030年美國成為全球儲能行業領導者。美國前瞻性儲能政策的領導者是加州,加州在2013年就通過了一項計劃,要求所有的公用事業(IOUs)到2020年采購1325兆瓦的儲能。2017年,加州公用事業委員會又發布了第2868號法案,要求IOUs額外采購500兆瓦的分布式儲能。弗吉尼亞州和內華達州也在2019年相繼提出儲能目標。目前,美國制定或已實施儲能發展目標的州已經達到八個。同時,美國各州正在解決立法、行政命令、監管程序等眾多問題,這些問題將影響儲能系統的總體成本和價值、儲能系統與電網的連接過程。僅在2019年,美國各州的立法機關就審議了30多項與儲能部署相關的法案,十幾個州的監管委員會處理了一系列影響儲能部署的監管程序。

            補貼方面,自發電激勵計劃(SGIP)是美國歷時長且成功的分布式發電激勵政策之一。SGIP補貼收益占用戶側總收益比重較高。根據CNESA全球儲能項目數據庫,將分布式儲能納入補貼范圍開始至2019年7月期間,SGIP處于補貼流程中以及已經獲得全額補貼的儲能項目數量(不包含取消的)達到13156個。其中,約6281個儲能項目已經獲得了SGIP的全額補貼支付。在用戶側儲能項目前五年的收益中,SGIP補貼收益占到總收益的40%~50%。從將儲能納入補貼范圍至今,SGIP經歷了多次調整和修改。2018年8月,加州議會通過SB700法案,將SGIP計劃的截止日期延長至2026年,用于持續激勵更多分布式儲能項目的建設。同時,從申請SGIP補貼的儲能設備廠商來看,特斯拉、LG化學、Stem Inc、CODAEnergy等企業獲得補貼的項目數量、能量規模和金額位居前列,補貼政策為儲能設備廠商帶來發展機遇。

            稅收方面,投資稅收減免(ITC)是美國為了鼓勵綠色能源投資而出臺的稅收減免政策,光伏項目可按照投資額的30%抵扣應納稅。2016年,美國儲能協會向美國參議院提交了ITC法案,明確先進儲能技術都可以申請投資稅收減免,玻璃磨邊機并可以以獨立方式或者并入微網和可再生能源發電系統等形式運行。美國ITC自2020年開始下降,稅抵退坡。2016~2019年,ITC仍維持在系統成本的30%;2020年,ITC開始下降至系統成本的26%;2021年,稅收抵免進一步降至系統成本的22%;2022年以后,新的商業太陽能系統的所有者可以從其稅收中扣除系統成本的10%,住宅ITC將取消。這在一定程度上說明2022年后,光伏配套儲能系統成本有望降低至可接受水平,實現無ITC平價應用。

            電力市場規則方面,美國對儲能參加電力市場比較重視,美國聯邦能源監管委員會(FERC)2013年發布792號法令簡化小型發電設備并網流程,2015年發布745號法令允許消費端能源產品和服務參與批發電力市場,2016年開始就儲能與分布式能源參與電力市場方面的規則進行建議征集和全面修改。2018年2月,FERC發布841號法令的草案,正式要求區域輸電組織(RTOs)和獨立系統運營商(ISOs)建立相關的批發電力市場模式、市場規則,包括儲能技術參數,參與市場的規模要求以及資格等,以便使儲能可以參與RTOs/ISOs運營的所有電力市場。針對市場參與模式、市場規則的建立,FERC提出四項標準(見表1)。在電力市場規則方面,除了FREC的841號法案外,美國儲能產業發展的主要思路包括將儲能列為獨立的電力資產,定義儲能參與電力市場的模式,降低儲能參與電力市場的門檻等。

            PJMINT.,L.L.C.(PJM)是美國的區域電力市場運營商,不擁有輸電資產,負責美國13個州以及哥倫比亞特區電力系統的運行與管理。PJM是美國儲能功率裝機規模的地區,占到美國已投運項目近40%的功率規模和31%的能量規模,平均功率規模為12兆瓦,平均儲能充放電時長為45分鐘。PJM區域電力市場的儲能項目以功率型應用為主,儲能電站之所以在PJM調頻市場中得到較好的商業化運營,得益于公平的市場環境和按效果付費的價格機制。

            2011年,FERC755號法令要求電網運營商按調頻性能進行補償。2012年11月,PJM為了引入準確但電量有限的儲能資源,將調頻信號分為兩種信號:慢響應調節信號A(RegA)和快速響應調節信號D(RegD)。儲能憑借快速的響應特性,在各類調頻資源中表現優異,取代燃氣機組成為PJM調頻來源。儲能資源為了實現能量中性有時執行與電網調頻需求相反的操作。為此,PJM于2017年初修訂市場規則,維持調頻服務的能量中性,要求RegD資源將不再只提供短周期調頻服務,儲能系統也將被要求延長電網充放電時間。市場規則的修改意味著儲能系統需要配置更大的容量和充放電周期,也大幅降低了儲能的安裝增速。

            美國CAISO(California Independent System Operator,Inc)是加州電力市場的運營主體和加州電網的調度中心,服務于加州三千萬人口,玻璃磨邊機控制超過2.5萬英里的輸電線路,玻璃磨邊機發電總裝機容量超過5億千瓦。CAISO是美國儲能能量規模的地區,占到美國已投運項目44%的能量規模和18%的功率規模。加州儲能以提供能量服務為主,應用領域比PJM更為多樣。CAISO儲能項目的平均功率規模為5兆瓦,平均儲能充放電時長為4小時。

            太平洋燃氣電力(PG&E)、圣地亞哥燃氣電力(SDG&E)、南加州愛迪生(SCE)等投資者所有的IOUs是加州儲能項目的主要投資開發主體。IOUs一方面積極推動電網級儲能電站和工商業用戶側儲能電站的建設,另一方面積極通過與用戶共享資產的模式,集成用戶側分布式儲能資源提供電力服務。目前加州62%的儲能裝機規模由SCE和SDG&E采購和應用,主要解決儲氣庫泄漏帶來的供電穩定性問題,滿足該州發電資源至少4小時備用容量的要求。因此,加州儲能呈現出更大儲能能量的發展趨勢。此外,加州還是小型儲能系統(小于1兆瓦)的主要應用地區。美國90%的儲能系統應用于加州,其中商業領域應用主要分布于SCE和SDG&E地區,工業領域應用主要分布于PG&E地區。

            2017年,英國儲能市場規模迎來爆發式增長,其累計投運儲能項目規模達到2016年同期規模的10倍。截至2019年6月初,英國已經部署裝機容量700兆瓦的大型電池儲能系統。目前英國將近800兆瓦儲能項目處于正在建設/準備建設階段。根據帝國理工學院針對Drax Electric Insights進行的分析,在英國、歐盟和美國,在能源轉型中,隨著可再生能源發電(風能和太陽能)高比例接入到能源系統,其對能源存儲的需求將持續增加。在接下來的20到30年中,僅英國的儲能總容量就將增加到30吉瓦或更多。

            英國電力市場化改革是世界許多國家參考的典范。2011年,英國能源部正式發布《電力市場化改革白皮書(2011)》,該法案目的是通過建立容量市場,為容量提供穩定、持續性的新激勵,保證現有容量機組的盈利能力,維持投資者對新建容量機組的熱情。英國從2016年開始允許包括電化學儲能在內的新興資源參與容量市場,容量市場允許參與容量競拍的資源同時參與電能批發市場,這極大地促進了英國儲能裝機容量快速提升。彭博新能源財經(BNEF)發布報告顯示,2019年英國T-4容量競價出清價格為15.97英鎊/千瓦(以2018/19年價格為基準),逆轉容量價格走低的趨勢。BNEF認為,英國儲能市場給電力行業帶來的影響越來越明顯。煤電退役將再推遲一年,到2024年,屆時迫于政策壓力,煤電將不得不關停。隨著火電逐步退役,2023~2024年度英國調峰機組、儲能和需求響應的并網規模將達到7.1吉瓦。

            2016年以來,英國大幅推進儲能相關政策及電力市場規則的修訂工作。2017年,英國將儲能納入“英國智能靈活能源系統發展戰略”,使儲能具備參與英國電力市場的合理身份,并肯定其作用。英國天然氣和電力市場辦公室(OFGEM)于2018年10月更新了“智能系統和靈活性計劃”,進一步消除智能技術(如儲能)的市場障礙。玻璃磨邊機該計劃提出要將儲能定義為發電資產的一部分,還提出進行增強頻率響應項目招標。OFGEM于2019年6月對儲能定義進行了修訂,將儲能系統歸類為發電設施。這一舉措否定了原來具有爭議的儲能系統雙重收費政策,即將儲能系統作為用電設施進行收費的同時,又作為發電設施收費。這種雙重收費政策在歐洲各國普遍采用。儲能系統成為發電設施的優勢是能夠在業界已經熟悉的規則中工作,并且業界廠商了解儲能系統如何適應這些規則。

            澳大利亞咨詢Sun Wiz發布的報告顯示,2019年是澳大利亞電池儲能安裝量創紀錄的一年,全年新增儲能容量376兆瓦時,其中,住宅側電池容量有所下降,為233兆瓦時,共安裝了22661套戶用電池系統,大約每13個擁有光伏系統的用戶中就有1個安裝了電池儲能系統;電網級和商用電池的總安裝量超過143兆瓦時,遠高于2018年的69兆瓦時。2015~2019年澳大利亞住宅側電池儲能安裝量遠高于非住宅側,兩者分別為738兆瓦時和361兆瓦時,但這一趨勢預計將在2020年發生逆轉。據BNEF分析,2019年澳大利亞有超過7萬戶家庭安裝儲能電池,戶用儲能電池市場占全球比重近30%。預計到2020年,澳大利亞的非住宅側電池儲能容量將超過500兆瓦時,新增容量至少是住宅側儲能容量的兩倍。

            澳大利亞多地政府制定了儲能安裝激勵計劃,通過補貼重點支持用戶側儲能系統。北領地政府和西澳大利亞州于2020年推出太陽能+儲能項目激勵計劃,主要為電網級、住宅以及社區級太陽能+儲能項目提供資助。由于澳大利亞的儲能市場以戶用與商用儲能為主,工業大規模儲能發展相對落后,因此政府目前的政策制定工作重點在于規范戶用與商用儲能市場發展。2017年澳大利亞清潔能源協會向聯邦政府提出了13項政策建議,涉及創造公平競爭環境、消除戶用與商用儲能市場管理障礙、戶用與商用儲能價值認可與投資回報、建立標準及保護用戶四個方面。BNEF發布的報告顯示,自2016年以來,澳大利亞戶用光伏安裝量每年都創下新高,2019年創下年度新增裝機高點,而2020年預計還會有所突破。家庭用戶將繼續主導儲能投資,但隨著經濟性提高和新商業模式出現,工商業儲能規模將實現快速增長。

            2016年11月,澳大利亞能源市場委員會(AEMC)發布《國家電力修改規則2016》,提出將輔助服務市場開放給新的市場參與者,即大型發電企業以外的、市場化的輔助服務提供商。澳大利亞調頻輔助服務規則修訂后,市場參與者既可以在一個地點提供輔助服務,也可以將多個地點的負荷或機組集合起來提供服務。該規則于2017年7月開始實行,大大增加了儲能參與澳大利亞電力輔助服務市場的機會,不僅有助于增加澳大利亞調頻服務資源的供應,還能夠降低調頻服務市場價格。在創建公平合理的市場競爭環境方面,2017年8月,AEMC發布《國家電力修改規則2017》,旨在通過界定用戶側資源的所有權和使用權,明確用戶側資源可以提供的服務,來避免用戶側資源在參與電力市場過程中遭遇不公平競爭。2017年11月,AEMC將國家電力市場交易結算周期從現行的30分鐘改為5分鐘。這一機制不僅能夠促進儲能在澳大利亞電力市場中實現更有效的應用并獲得合理補償,還將推動基于快速響應技術的更多市場主體以及合同形式的出現,對儲能在電力市場中的多元化應用產生重要影響。

            澳大利亞國家電力市場(NEM)是單一電量市場,采用分區電價區域,目前分為5個區域,大致按照州的邊際劃分。NEM上的儲能系統參與了現有市場參與者類別的框架,有雙重身份:就電力供應而言,與發電機有關;在購買方面,與電力消費者有關。

            據統計,截至2019年底,歐洲電池儲能市場的裝機規模達到3.5吉瓦左右,德國占比達到31.4%,德國的電池儲能容量達到1.1吉瓦,同比上升41%,預計2020年底將達到1.4吉瓦。其中,公用事業級儲能項目2019年新增89兆瓦,累計規模達453兆瓦,2020年累計規模將會增加至517兆瓦。另一方面,2019年德國家用電池儲能市場繼續發展,已投運家用儲能容量達680兆瓦,新增240兆瓦,共有18.2萬套系統,主要用于與屋頂光伏系統或者與電動汽車搭配。根據德國貿易促進署的數據,德國用戶側儲能系統將以年度超過5萬套的速度持續安裝,并在2020年突破20萬套儲能系統的安裝量。

            德國是支持儲能系統發展的主要國家之一,主要通過贈款或者補貼融資來提供資金支持。德國儲能發展的主要應用領域為屋頂光伏+電池儲能、社區儲能模式、集中式參與調頻市場和大型儲能系統參與調頻。其中,德國家庭儲能市場的爆發和德國政府推出的太陽能儲能補貼政策關系甚密。2013年5月,德國政府通過政策性銀行——德國復興信貸銀行(KfW)對家用太陽能電池儲能系統進行補貼。補貼的對象是新建的太陽能電站加上儲能設備,或者在現有的太陽能電站上安裝儲能設備進行升級。從政策執行效果來看,分布式光儲補貼已經推動德國成為全球主要戶用儲能市場之一。2013年,德國家用和商業用儲能系統還不足1萬套,到2018年底,這一數字已經增長至12萬套,其中絕大部分是戶用儲能系統。

            近年來,德國也開始通過調整市場規則為分布式儲能參與電力市場提供便利,其中影響較大的是德國聯邦電網管理局對二次調頻和三次調頻的競價時間和投標規模進行的調整。針對競價時間,自2018年7月起,二次調頻和三次調頻的競價時間由每周改為每日進行。同時,其供應時間段也由原來的每天2段、每段12小時改為每天6段、每段4小時。競價在交付日的前一周上午十點開始,在交付日前一日的上午八點結束。針對投標規模,自2018年7月起,經聯邦電網管理局許可的小型供應商有機會提供低于5兆瓦(原先要求的小規模)的二次調頻和分鐘調頻服務,如1兆瓦、2兆瓦、3兆瓦等,前提是該供應商在每個調頻區域、每個供應時間段,針對每個調頻產品,只能以單一競價單元參與報價,以防止大儲能電站拆分成小單元參與競價。這些規則修改能夠讓可再生能源設備、需求側管理系統、電池儲能設備等裝機功率較小的運營商有機會進入輔助服務市場,每天的競價和更短的服務供應窗口允許可用的儲能容量參與更多目標市場,能夠更有效地激發聚合的儲能容量獲得疊加收益。

            除抽水蓄能外,在全球儲能投運項目中,2008年,鈉離子電池和飛輪儲能為主要技術類型;2009年,所投運項目幾乎全部為鈉離子電池儲能項目;2010年,鋰離子電池儲能項目呈爆發增長,約占當年投運儲能項目的70%,并且自2012年起,應用鋰離子電池技術的投運項目占比,到2017年,鋰離子電池技術已占據90%以上的市場份額。根據CNESA統計,近五年全球已投運儲能項目中,鋰電儲能系統占比均超過80%,2019年上半年,鋰電儲能新增投運項目的裝機占比,為85.7%。鋰離子電池作為主流技術路線,具備成本下降空間。目前已商業化應用的電化學儲能技術主要為鉛蓄電池和鋰離子電池。根據BNEF預計,2020年至2023年鋰電價格有望降至150美元/千瓦時,達到儲能系統應用的經濟性拐點。

            對儲能項目技術類型的分析表明,基于鈦酸鋰(LTO)電池和鎳錳鈷氧化物(NMC)電池的儲能系統主要用于頻率控制任務,在這些任務中,需要快速輸出功率或接收小容量功率。磷酸鐵鋰(LFP)電池技術幾乎可用于所有應用。而具有較長放電時間的液流電池更多是用于解決備用問題,特別是用于大功率儲能的釩氧化還原液流電池。鈉硫電池技術是目前同時具備大容量和高能量密度的儲能電池,但由于鈉硫電池仍面臨成本高的難題,所以目前尚未在全球實現大規模應用。通過對不同技術類型電池每小時耗能情況進行分析,可得出結論:鈦酸鋰(LTO)電池太陽能裝置能耗大大低于基于LFP、液流電池和壓縮空氣儲能系統的能耗。

            此外,以飛輪儲能為代表的物理儲能技術實現了技術突破。目前國外市場已經全面啟動了飛輪儲能的推廣應用,美國Active Power專門生產和銷售UPS飛輪電池,年銷售額達到7000萬美元。英國研發出的飛輪儲能技術裝置在無需維護的情況下能夠使用25年,反復充放電100萬次,同時不會出現能量損耗。

            以調頻為代表的輔助服務市場是目前全球儲能產業商業價值的應用領域。從儲能市場應用來看,根據DOE數據,2018年,有一半以上的儲能項目參與了頻率調節市場(見圖3)。根據BNEF統計,2016年、2017年,兆瓦級儲能項目累計裝機中,調頻應用占比分別為41%、50%。在傳統能源結構中,電網短時間內的能量不平衡是由傳統機組通過響應AGC信號來進行調節的。而隨著新能源并網,風光的波動性和隨機性使得電網短時間內的能量不平衡加劇,傳統能源由于調頻速度慢,在響應電網調度指令時具有滯后性,有時會出現反向調節之類的錯誤動作,因此不能滿足新增的需求。相較而言,儲能(特別是電化學儲能)調頻速度快,電池可以靈活地在充放電狀態之間轉換,是非常好的調頻資源。

            儲能另一個典型應用是能量時移,占儲能項目應用的13%。能量時移就是通過儲能的方式實現用電負荷的削峰填谷,即發電廠在用電負荷低谷時段對電池充電,在用電負荷高峰時段將存儲的電量釋放。此外,將可再生能源的棄風棄光電量存儲后再移至其他時段進行并網也是能量時移。

            第三大應用是幫助用戶側電費管理,該應用的儲能項目約占11%。在用戶側儲能中用戶可以在電價較低的谷期利用儲能裝置存儲電能,在用電高峰期使用存儲好的電能,避免直接大規模使用高價的電網電能,如此可以降低用戶的電力使用成本。

            此外,儲能應用較為活躍的領域還有供電備用容量,占比9%。備用容量是指在滿足預計負荷需求以外,針對突發情況為保障電能質量和系統安全穩定運行而預留的有功功率儲備,一般備用容量是系統正常電力供應容量的15%~20%,且小值應等于系統中單機裝機容量的機組容量。由于備用容量針對的是突發情況,一般年運行頻率較低,如果是采用電池單獨做備用容量服務,經濟性無法得到保障,因此需要將其與現有備用容量的成本進行比較來確定實際的替代效應。

            美國加州太平洋煤氣電力公布的儲能項目實際運行收益狀況報告EPIC(Electric Program Investment Charge)表明,現階段儲能在調頻領域已有一定的經濟性;而由于電價差不足以抵消儲能系統循環效率、電池老化等造成的損失,在能量市場的收益并不樂觀;參與旋轉備用容量市場,其收益包括備用容量的收益和被調用后的能量收益,機會成本較高,收益較低,還不足以支撐項目盈利。

            長時儲能應用正在電力系統中進行部署,以平衡電力波動,管理峰值需求,使風力發電和太陽能發電可以調度。根據長時儲能曲線劃分,全球發展前景較好的長時儲能技術包括五種:抽水蓄能技術、混凝土砌塊儲能技術、液態空氣儲能技術、地下壓縮空氣儲能技術和液流電池儲能技術。

            美國各州都很重視新能源電力發展,新能源儲能技術對于實現平抑新能源出力波動、促進電網穩定這一目標至關重要。美國加州公共事業委員會(CPUC)表示,加州計劃到2026年部署裝機容量為1吉瓦的新能源長時儲能系統,以推進其清潔能源轉型。CPUC對2019~2020年電力資源組合提出的投資組合建議,包括大量使用太陽能、風能和電池存儲資源,以及長時儲能和基于新傳輸系統的州外風能。目前,紐約州正在開發能夠儲能6小時以上的經濟可行的儲能系統。

            鋰離子電池在儲能市場占比較大,但其應用在長時儲能系統中并不是較優選擇。在大部分風能和太陽能為電網供電的地區,采用壓縮空氣蓄能(CAES)技術的長時儲能資源正變得越來越有價值。CAES系統在電力充足的時候進行空氣壓縮儲能,等到電力匱乏之時,再通過解壓空氣進行發電。加拿大初創Hydrostor致力于開發壓縮空氣儲能系統,NRStorHydrostor壓縮空氣儲能項目是一個很好的案例。Hydrostor利用其A-CAES技術和專門建造的地下儲存洞穴開發大規模的儲能設施。該技術可以像抽水蓄能一樣提供長時間的存儲,而且可以進行靈活安裝,此外,此類設施完全不排放廢氣,成本低廉。

            近年來,全球光伏發電比例不斷增加,為保障電能質量、提升電網靈活性、提高分布式光伏自發自用比例,降低用戶用電成本,又加之鋰離子電池系統成本大幅下降,循環壽命不斷提高,光伏整合儲能技術系統建設成為儲能全球應用的主流。以德國、英國、澳大利亞、美國、日本為代表的國家在“光伏+儲能”方面走在了世界前列,而與儲能相關的項目也成為這些國家的投資熱點。這些光儲項目還可以抵消對新建燃氣機組提供容量服務的需求,具體的系統配置取決于項目所在地區的尖峰負荷時長和燃氣機組利用率。目前光儲項目的合約類型也在不斷創新和多元化。

            以美國為例,內華達州公用事業委員會(PUCN)已批準Quinbrook與NV Energy簽訂為期25年的售電協議(PPA),用于克拉克690兆瓦AC Gemini太陽能+電池存儲項目。該項目用于展示將光伏技術與儲能相結合的能力,以捕獲和利用內華達州豐富的太陽能資源,為NV Energy的客戶提供低成本電力,在太陽下山后長時間保持照明,并可以為內華達州電力需求激增的傍晚高峰期進行調度。美國能源PacifiCorp發布了其長期能源計劃草案,首次將電池儲能確定為成本組合的一部分,到2025年規劃的所有儲能資源都將與新型太陽能發電相配套。

            在德國過去的25年中,已安裝了170萬座太陽能發電裝置,總裝機容量超過45吉瓦。其中大多數是安裝在住宅屋頂上容量低于30千瓦的太陽能發電設備。這為小型儲能系統提供了廣闊的發展前景。平均而言,使用電池可將光伏發電的自用比例從35%增加到70%以上。

            更低成本的太陽能系統出現在市場上之后,隨著光伏補貼縮減,儲能電池成本下降,儲能行業發展步伐越來越快。家庭儲能系統的價格取決于房屋或企業的大小、業主的能源需求、建筑物能接觸到多少陽光,以及面板、電池和管理系統的質量。值得一提的是,電池儲能的經濟性并不是大多數電池系統購買者的動機,甚至不是主要動機,他們希望獨立于電力和不斷上漲的電價,且希望為綠色能源作出貢獻。

            隨著全球太陽能和儲能行業的快速發展,虛擬發電廠(VPP)正逐步成為儲能應用的另一大市場。虛擬電廠在電力市場中,可以承擔的角色包括發電商、發電經紀商、輔助服務供應商、售電商,這當中都少不了儲能裝置的參與。VPP的優勢是可以降低對發電設備的初期投資,并提高日后靈活并網光伏發電的能力。

            根據CNESA對全球儲能市場的長期追蹤,目前Sunverge、Stem、Tesla、Green Charge Networks、Sonnen等全球主要的分布式儲能系統集成商都在積極探索VPP模式,并形成了許多代表性的應用案例。根據日本經濟產業省相關數據,日本國內可供VPP收集的太陽能電力規模預計將在30年內增加到37.7吉瓦,相當于37個大型火力發電站的發電量,可見作為電力調配的VPP發展前景廣闊。

            南澳大利亞州政府實施的家庭電池計劃目前已經達到了一個重要的里程碑,該州計劃通過VPP技術整合擬部署的00個住宅電池儲能系統,并將為每個電池儲能系統提供高達6000美元的補貼。2019年10月,南澳大利亞數百戶家庭光儲系統形成的VPP項目,通過向澳大利亞全國電力市場供能,成功地應對了昆士蘭州發生的一次大規模斷電事故。

            近年來,德國積極部署大型電池儲能系統。2016~2017年德國有13個新項目投運,用于平衡電網系統,規模約138兆瓦。2018年,總部位于荷蘭的電力供應商Eneco完成在德國Schleswig-Holstein的大型儲能項目EnspireME。該項目儲能容量超過50兆瓦時,由大約10000塊鋰離子電池組成。Eneco表示,這是迄今為止在歐洲開發的的單點電池儲能項目。項目位于高壓電站旁,可以幫助減少高壓電站的常規能源損耗,同時提供主要的控制電源,減少風力渦輪機棄風現象。該地區的風電場將與電池存儲設施連接,以便在發電量高時存儲電力。

            更大的電池系統應用包括不間斷電源和黑啟動能力。利用黑啟動能力能夠以快速度啟動更多發電電源,從而恢復更多的發電能力。儲能系統具有調節幅度更大、動態響應更快的特性,利用儲能設備輔助黑啟動能夠有效提高局域電網的恢復速度。此外,德國商業儲能系統的安裝量也在不斷增長。大型電池市場的未來趨勢包括發展區域儲能和租賃模式。區域儲能將來自本地私有發電廠(例如屋頂光伏系統)的多余電量存儲在中央電池中。

            從國外電力市場的經驗來看,儲能有生命力、競爭力的是提供輔助服務。當前階段,在調峰、能量時移方面,儲能的技術經濟性還有進一步提升的空間。而儲能作為調頻等快速響應的資源,已經在國外市場證明是非常有優勢和競爭力的。例如儲能在英國電力市場上可以參與的電力輔助服務主要為頻率響應、容量儲備、無功調節和系統安全四個方面,其中電池儲能主要參與固定頻率響應(FFR)的動態頻率響應,英國國家電網電力系統運營商(ESO)定期公布英國未來一段時間內的調頻需求,并且每個月都會舉行招標。參與者可以針對未來某一個月甚至某連續的24個月,全天或者一天中的特定時間段分別進行投標,中標者需要按時實現容量的交付,并且與國家電網按投標價格進行結算。FFR主要可以分為三類服務,分別為:一級低頻響應、二級低頻響應和高頻響應。英國儲能市場增長的主要驅動因素包括先進調頻、其他電網平衡服務等高價值電網服務合同。

            隨著應用需求的不斷擴大,各國支持政策持續出臺以及制造工藝不斷完善,近年來儲能電池技術發展迅猛,電池安全性、循環壽命和能量密度等關鍵技術指標均得到了大幅提升,應用成本快速下降。

            在儲能系統成本構成上,目前電池成本約占60%,儲能變流器(PCS)占比20%,電池管理系統(BMS)占比5%,能量管理系統(EMS)占比5%~10%,其他配件5%。成本的組件是電池和逆變器。

            在部署儲能系統時需要考慮許多因素。電池的功率和持續時間取決于其在項目中的用途。項目目的是由經濟價值決定的。其經濟價值取決于儲能系統參與的市場。這個市場終決定了電池將如何分配能量、充電或放電以及持續多長時間。功率和持續時間不僅決定了儲能系統的投資成本,而且決定了其工作壽命。

            根據BNEF完成的全球儲能系統成本調研,2019年一個完成安裝的、4小時電站級儲能系統的成本范圍為300~446美元/千瓦時。成本范圍之大也凸顯了儲能項目設計和安裝過程的復雜性和多樣性。2019年,4小時電站級儲能系統的總成本基準為331美元/千瓦時,戶用儲能系統的總成本基準為721美元/千瓦時。根據GTM預測,到2025年,單位千瓦時儲能電池成本將降至110美元,能源存儲系統平衡(BOS)部分將降至85美元。

            雖然當前全球儲能市場面臨諸多困難與挑戰,但儲能發展的廣闊前景不會改變,隨著市場機制和商業模式不斷成熟、技術不斷進步,儲能規模將繼續保持增長。眾多儲能技術路線中,電化學儲能是儲能的主要發展方向,而其中鋰電池路線為主流。

            全球各大機構對未來全球儲能市場規模的中長期預測顯示,儲能市場發展潛力巨大。據Wood Mackenzie預測,2020年全年新增裝機量將達到創記錄的12.6吉瓦時。玻璃磨邊機到2025年,全球儲能部署投資總額將從2019年的180億美元增加到2025年的1000億美元。世界能源理事會(WEC)預測,到2030年,全球儲能裝機總量將達到250吉瓦。美國研究機構Lux Research預測,未來15年,全球儲能市場裝機容量將以更快的速度增長,到2035年,累計裝機規模年均復合增長率為20%,年收入年均復合增長率為14.9%。BNEF預測,到2040年,全球儲能項目累計裝機規模將達到1095吉瓦/2850吉瓦時,對應投資規模6620億美元。

            地區分布方面,據HISMarkit稱,美國在2019年已經成為的儲能市場。根據BNEF的報告,中國將在下一個十年超越美國。同時,印度、德國、法國、英國、澳大利亞以及部分拉丁美洲國家將成為儲能的重要市場。到2040年,亞太地區的儲能裝機規模將占全球總規模的40%,歐洲、中東和非洲占33%,美洲占23%。中國和美國將是全球的市場,其需求明顯高于所在地區的其他市場,兩者的儲能規模幾乎與印度、德國、南美、東南亞、法國、澳大利亞和英國等其他主要市場的總規模相當。而歐洲、中東和非洲各國的需求則較為平衡。排名前十位的國家累計裝機規模之和占全球總規模的近四分之三。

            綜合各研究機構的數據,儲能成本自2010年以來一直呈下降趨勢。2010~2017年鋰離子電池價格下降近80%。盡管不同技術的價格有所不同,但各種類型電池的價格下降速度大致相同(見圖4)。根據BNEF數據,2019年,全球鋰電池組平均價格已經較2010年下降87%,降至156美元/千瓦時,中國鋰電池組平均價格,為147美元/千瓦時。

            從技術類別看,未來15年,固定式儲能領域應用多的仍然是鋰離子電池,而液流電池、鈉硫電池等技術可能會在長時儲能應用中取得突破性進展,能夠優化調度或者通過虛擬電廠聚合儲能資源的軟件系統使儲能產品變得更具特色。

            大規模儲能系統的應用,使得能源轉換與利用更加高效,實現了能源的時空平移,解決了能源在生產、傳輸以及使用環節的不同步性。目前包括物理儲能、電化學儲能、儲熱、儲氫等在內的多種儲能技術類型,在新能源并網、電動汽車、智能電網、微電網、分布式能源系統、家庭儲能系統、無電地區供電工程等不同應用場景下,展露出巨大的發展潛力,市場前景非常廣闊。儲能參與電力市場的價值可分為三個方面:容量價值、能量價值和輔助服務價值。目前,調頻與能量時移成為儲能的主要應用場景。其中,通過可再生能源場站配置儲能系統的方式實現能量時移越來越普遍。BNEF預測,2020年后儲能提供容量服務的應用模式將成為主流。

            未來兩年間,儲能主要應用將更加多元、均衡。其中,當前占比約一半的儲能調頻應用將出現顯著下降,占比降至16%。這一方面,盡管經濟性補償較好,但調頻輔助服務市場空間較小,大量靈活性資源短期內涌入調頻市場或快速拉低調頻價格;另一方面,波動性可再生能源持續發展,配套大量儲能系統,極大提升能量時移應用的占比。能源時移應用占比將翻倍增長,成為主要應用。

            在能源轉型的大背景下,傳統能源企業向新能源業務尋出路是必然的選擇。2019年1月,殼牌新能源與英國清潔能源項目的開發商和建設者Anesco合作開發了電網級電池儲能系統,項目容量1.25兆瓦/1.25兆瓦時,這是殼牌電網側儲能項目。2019年2月,殼牌宣布收購Sonnen,使之成為殼牌的全資子。殼牌借此有望成為歐洲的儲能企業。同年,包括杜克能源(Duke Energy)、Xcel Energy和亞利桑那州公共服務(APS)等在內的近50家美國電力,為了實現減排目標,開始依靠儲能系統來緩解批發市場的波動,并為部署更多的可再生能源發電設施提供支持。

            如今的全球儲能市場,不僅吸引了傳統的能源電力,太陽能電池板、儲能系統、電力設備等供應商,能源行業以外的也開始在這一領域進行投資,國際資本相繼進入儲能市場培育新業態。

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