半岛全站工商业储能元年行业AB面渐显

  半岛全站10月26日,深能售电代理深圳水务集团和天虹集团商业综合体完成了深圳虚拟电厂首次工商业联调,负荷资源最大响应能力达到5兆瓦,这是工商业储能在虚拟电厂的一次成功探索。

  工商业储能通过虚拟电厂需求侧相应,被认为是除峰谷价差套利外,工商业储能盈利的另一大路径。

  深圳城镇化率接近100%,城市空间寸土寸金,不具备大储的应用条件。因此,深圳市因地制宜,各级政府出台相关政策,积极推进用户侧工商业储能落地。

  除此之外,深圳具备发展新能源的先发优势,目前其光伏装机规模约28万千瓦,国内最早的兆瓦级锂离子电池储能电站--宝清储能电站也设立在龙岗区宝龙工业区。

  深圳较早形成了以电化学储能为主攻方向新型储能发展的竞争格局,天眼查提供的数据显示,深圳与储能相关的企业多达9580家,不仅在全广东省内遥遥领先,而且比储能企业数量全国排名第二的北京(9094家)还多。

  “深圳从上游至下游的电池材料、电芯模组、控制系统、系统集成等领域,构建了较为完备的产业生态。深圳四大电池材料在全球市占率超过了20%,系统集成的电源侧储能在全球的市占率超过了13%,电芯式储能的全球市占率超过了20%。”深圳市发展和改革委员会能源处处长罗光亮表示。

  不过,由于深圳推进净零碳城市建设,市内高耗能企业较少,除深汕合作区外,市内仅妈湾一座燃煤电厂,峰谷价差不如浙江、江苏等区域,尚未真正实现两峰两谷,一定程度上制约了工商业储能推广的积极性。

  在近期的举行SNEC ES+(2023)国际储能展上,工商业储能柜几乎成了各家展台上的标品。企业押注工商业储能正是看到其背后增长的潜力,叠加储能投资、放电补贴等政策,2023年也被誉为工商业储能元年。

  抛开市场竞争层面,在储能发展的初期,政策补贴的作用不容忽视,可以有效降低储能的初始投资成本和运营成本。

  在这方面,深圳率先做出表率,拿出真金白银支持工商业储能落地。根据深圳市发改委今年4月推出的《深圳市支持虚拟电厂加快发展的若干措施》显示,支持用户侧工商业储能多元化发展半岛全站,项目最高支持力度不超过1000万元。

  具体到区一级,深圳光明区提出对符合条件的建筑光伏一体化、光储一体化和新型储能电站示范园区按实际投资的20%,给予最高1000万元资助。政策鼓励辖区内各类新型储能资源聚合商建设资源聚合平台并接入深圳市虚拟电厂管理中心参与电网调控并给予政策补贴,在全国首开先河。

  另外,深圳福田区提出对已并网投运且实际投入100万元以上的电化学储能项目按照实际放电量,给予不超过0.5元/千瓦时的支持,每个项目支持期限为3年,同一项目支持不超过200万元。值得一提的是,放电量0.5元/千瓦时补贴同样是全国最高。

  业内人士粗略测算半岛全站,储能单位造价EPC在1.5元/Wh ~1.8元/Wh区间,若拿到深圳市1000万补贴,储能单位造价EPC可以降低0.3元/Wh。光明区和福田区相关政策补贴也可以降低0.27元/Wh,对整个项目的成本降低非常明显。

  工商业储能的发展,还与深圳所在的电力市场发展息息相关。Wind数据显示,2020年-2022年期间,深圳全社会用电量分别为983.34亿千瓦时、1103.40亿千瓦时、1073亿千瓦时。另深圳能源集团数据显示,上半年全社会用电量503.03亿千瓦时,同比增长4.93%。

  除2022年略微下降外,深圳用电量总体保持正增长,深圳整体经济持续向好,社会生产持续正增长。

  另外,业界公认“光储充”不分家,深圳分布式光伏和充电桩建设位居全国前列。目前深圳光伏装机规模约28万千瓦,如深圳地铁已在地铁6号线号线莲花村站出入口等场所建设光伏项目,年总发电量270万度,节约电费200万元,每年减少二氧化碳排放量2500吨。

  充电桩方面,深圳今年大力推进“超充之城”建设,深圳市发展改革委提供的数据显示,截至目前,深圳市已建成充电设施22.7万个,其中10.1万个在今年新建成;累计建成44座超充站,另有18座超充站正在建设中。

  在工商业储能的元年,竞争却趋向白热化,尤其在落地过程中,工商业储能仍面临着诸多难题亟待解决。

  在11月8日举行的广东新型储能产业发展高峰论坛上,某深圳储能企业人士向记者表示,投资工商业储能主要取决于两点:一是企业是否为高耗能企业,二是所在地区是否具备峰谷价差套利的条件。

  事实上,深圳近年来为迈向净零碳城市,市内高耗能企业大幅减少,积极优化能源结构,已经彻底淘汰了民用散煤和普通工商业用煤,除深汕合作区外,市域内仅有一座妈湾燃煤电厂,核电、气电等清洁电源装机容量占全市总装机容量超过了3/4。

  另外,只有工商业侧具备峰谷价差条件才具备工商业储能投资价值,深南电A安全生产和技术创新副总监张宗毅公开演讲提到,深圳具备峰谷价差条件的工商业主大概占69%,结合深圳年用电量500万度以上规模的企业,两者条件加总筛选,大概为684家,位于宝安区的工商业主最多。

  张宗毅谈到,深圳还没有像国内11个省市拉开白天的峰谷差,只能用平谷填空,6月份的平均价差只有0.63元。另据北极星储能网统计数据显示,深圳10月一般工商业高峰低谷电价差为0.77元/kWh。

  业界通常认为峰谷价差在0.5-0.7元/kWh为储能经济性拐点,因此深圳工商业储能市场目前勉强具备经济性。

  熟悉深圳电力市场人士表示,“这并非深圳不愿意将白天峰谷价差拉开,而是12点-13点午间谷期电量不够充足,目前深圳总电量还没有达到非常富裕的地步。”

  除了峰谷价差实现收益,工商业储能系统因容量较小难以满足电力交易市场中买方对于一次性调用量的需求,可通过虚拟电厂以聚合方式参与电力市场交易。

  去年,国内首家虚拟电厂管理中心在深圳挂牌,今年7月深圳出台虚拟电厂若干条例显示,深圳虚拟电厂实时精准响应价格固定为5元/千瓦时。

  未来工商业储能若可以在电力市场上参与现货交易并提供辅助服务,则有望大幅提高项目收益,缩短项目的回收周期。

  据21世纪经济报道记者不完全统计,深圳市投资项目在线审批监管平台显示,截至11月8日,共有多达146个用户侧储能项目成功备案,并且在6月份之后实现井喷,涉及的项目涵盖工业、商业,分布式光伏配储、光储超充等场景。

  坐落在龙华科技园区内的永泰光储超充示范站便是其中之一,其能实现在高峰时期支持超充负荷,同时光伏补充绿电,有效减少快充站的负荷峰谷差。

  目前工商业储能逐步演变出四大商业模式,分别为合同能源管理、融资租赁+合同能源管理、业主自投资和纯租赁。

  由于投资成本相对较高和用户的安全担忧,工商业储能早期市场更偏向于合同能源管理和融资租赁这类模式,这有助于推动用电企业更积极地采纳储能技术。

  《2023中国工商业储能发展白皮书》(简称:《报告》)中提到,在合同能源管理(EMC)模式中,能源服务方(投资方)承担起购买储能的责任,并通过提供能源服务形式与用电企业(业主方)分享收益,目前主要按照90%:10%或85%:15%的比例分享。

  张宗毅以深圳当地工商业储能EMC项目为例,全年运行274天,两充两放,储能EPC造价为1.8元/Wh,业主分成10%,测算下来仍需要11.2年才能回本,项目全投资财务内部收益率(IRR)为3.81%。

  这与《报告》中提及的综合系统收益分析,投资IRR约为7.5%-11.2%和静态投资回收期为7.9-9.5年,仍相差较大半岛全站。

  “平均储能EPC造价每降低1毛,大约IRR上升1%。假设目前全年使用274天,如果储能设备使用时间每增加5%,整个项目IRR增加1%。”张宗毅谈到。

  张宗毅建议,工商业储能发展初期,政策补贴及相关扶持政策对整个项目成本降低非常明显。另外,目前工商业储能建设过程较为繁琐,缺乏统一流程,希望有关部门能在项目准入、项目备案、项目监管、验收、消防等出台相应标准。

  另外,金融支持的重要性不可忽视,工商业储能是重资产、低收益、长周期项目,社会资金青睐程度不高,希望政府能牵头绿色基金,给予工商业储能专项贷款政策,有效提升项目收益。