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共享储能是未来趋势么?
  • 2020-10-23 10:38:46
  • 浏览:1161
  • 来自:严同笔记

  共享储能,从去年就开始听说,今年声势似乎更大了。

  “共享”这个词本身就比较时髦,给人期待的感觉。那么,共享模式能成为储能生态的趋势么?全

  1、储能发展的大环境

  总有个感觉,就是一直在讲,储能的春天来了,来了,但好像一直也没有真的来。

  每年也都有储能项目在做,也有典型的应用场景,但是始终感觉没有成气候。

  储能作为电力能源系统的主要调节元素,无疑非常重要。没有储能,智能电网,智慧能源可能就只是一句空话。

  政策上面支持力度是有的,但是吧,实际操作层面,还是较为尴尬。因为储能涉及多个主体,电网、电源、用户、储能,需要协调多主体的政策,落地的困难是可想而知的。

  种种原因,导致储能发展的现况,是不尽如人意的。

  大家都知道,储能应用有四个大方向:电源侧、电网侧、用户侧、辅助服务调频。

  现在的发展状况,总结起来:“电网侧哑火、用户侧难推、电源侧强推、调频市场萎缩”。

  电网侧调峰,储能目前不是性价比最高的方案,又不能纳入输配电价体系,自然受阻。

  用户侧储能,目前核心就是靠峰谷价差套利,目录电价的连续下降,价差也对应下降,那也自然困难。

  调频市场,有相关政策的省份也就几个,空间就那么大,做着做着就见底了。

  电源侧,强推新能源配置储能,步子是迈出来了,但是效果怎样,还不得而知。

  在这个时候,共享储能出现了。

  2、共享储能的内涵

  如同很多其他共享经济一样,共享储能,就是想把以前在一个点的储能资源,释放给整个电力系统,获取更大空间的收益。

  常规的储能,自然是1对1的自身专属服务,往往效益不佳,总要想办法吧,闲着也是闲着,那就1对N的服务,多找点客户。

  以青海共享储能试点为例,参与主体实际上就是,一个50MW/100MWh的储能电站和两个光伏电站。

  过程也比较简单明了,在两个光伏电站的发电高峰时段,有部分弃光量,利用储能电站存储,光伏发电低谷时,储能电站向系统释放电能。

  这部分存储-释放电量的收益,由储能电站和光伏电站分摊。这个试点确实算是成功的,光伏电站增发电量,提高了新能源的消纳,丰富了储能电站的盈利模式,三方是共赢的。

  如果该模式可以复制,似乎可以解决现在新能源储能利用率低、新能源必须配置储能的合理性等问题。

  再看远点,如果将更多的分散式储能纳入进来,比如说电动汽车、移动储能,形成共享机制,就更美妙了。

  所以,问题就落到,到底能否复制?

  3、复制的条件

  大致有三点:有无需求、有没有人愿意付费、具体实施有无障碍。

  青海试点项目,是解决了这三点问题的,新能源消纳的需求、光伏企业愿意分享收益、地方政府和电网主动推进。

  从这个角度看,青海项目是有特殊性的。

  青海的新能源装机容量大,消纳压力大,青海锂资源储量大,储能产业发展推动力度大,这些都是其自有的特征。

  从储能共享的角度看,国内的需求,目前只存在于新能源发电侧和电网侧,用户侧本身就是利用峰谷价差,辅助服务调频功能上有具体要求,显然都不太适合共享的方式。

  也不是所有新能源,都可以共享储能。弃风弃光量有要求、储能站和光伏站的电气距离有要求等等。电网侧的需求范围就更小了。除了峰荷机组出力硬缺,调峰不一定需要储能,其他的手段性价比更高,电网也不会愿意付费。

  

  而且,电网侧要实现共享储能,对于储能的规模和布局,要求是比较大的。不提前规划,会受到很多制约,而无法实现。比如电气潮流约束的限制。

  这样一看,现在的环境下,可复制的场景会有,但也没有那么多。

  真正的共享需求和场景,还是存在于储能参与市场化交易中,到那时,储能根据现货市场中的电能量差价和辅助服务收费,获取主动的收益。

  4、储能市场主体地位的起步?

  没有市场主体地位,是储能一直不能良性发展的阻碍。不能独立地和其他市场主体,进行博弈、交易、结算,制约是相当大的。

  从本质上来说,共享储能当然不代表储能具备市场地位,因为实际上,还是电网在主导,电网在带你玩,没有独立的商业模式和实施机制。

  但是起步,我觉得还是可以算。

  毕竟储能电站,也作为一个主体,和别的主体进行合作和利益分享。虽然还不是独立的,但是也开始和周边元素,发生关系了。

  已经证明自己的价值,并获取自己的收益,下一步应该就是市场主体地位了。

【责任编辑:sunnyz】
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关键字阅读: 共享储能
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