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全场景下电化学储能电站收益测算

发布者:【蓝狮平台资讯】   发布时间:2022-06-21 19:06:12   点击量:48

蓝狮平台网讯:1.双碳目标下新能源装机规模持续扩张,储能成必要环节


1.1.双碳目标下新能源装机占比持续提升,消纳问题凸显


双碳目标下,新能源装机维持高增速,装机规模占比不断提升。双碳目标下,能源结构绿色转型加速,新能源装机规模持续扩张。据国家能源局数据,2021年我国可再生能源新增装机1.34亿千瓦,占全国新增发电装机的76.1%;截至2021年底,我国可再生能源发电累计装机达到10.63亿千瓦,占总发电装机容量的44.8%。


新能源发电量与传统能源相比仍存在较大差距,“十四五”期间新能源装机容量有望持续增长。虽然可再生能源装机占比已接近50%,但由于其出力稳定性不足,发电量与传统能源仍存在较大差距,根据国家能源局数据,2021年全年火电发电量占发电量比例高达67.4%,光伏风电贡献比例仅11.7%左右。因此我们预计“十四五”期间新能源装机容量有望持续增长。


2022年4月18日,国家能源局综合司下发《关于开展省级“十四五”可再生能源发展规划备案的通知》,要求各省报备本地区的“十四五”可再生能源发展规划。据智汇光伏统计,目前已有超20个省份明确提出风电、光伏发展规划,总新增装机规模超过6亿千瓦,“十四五”期间增长空间仍然广阔。


新能源出力受制于不稳定性,大规模接入给电网带来较大考验。风电日波动最大幅度可达装机容量的80%,且呈现一定的反调峰特性;光伏发电受昼夜、天气、移动云层变化的影响,同样存在间歇性和波动性。随着风电/光伏并网比例提升,常规电源装机容量占比相应降低,新能源调峰容量需求激增与常规电源调峰容量下降之间的矛盾凸显,给电网带来较大考验。


传统能源协调模式下系统调峰能力不足,对新能源消纳造成限制。传统能源协调模式下系统调峰能力不足的问题凸显,已成为了限制高比例新能源消纳的主要原因。以西北地区为例,根据《西北区域新能源发展规划及运行监管报告》,西北区域弃风弃光的两大原因(系统调峰能力不足和传输容量受限)的影响占比正在发生变化,截至2020年,传输容量受限的导致弃风弃光占比已经很小,而调峰能力不足问题将会越来越严重。


1.2.电化学储能发展前景广阔,政策加码有望推动产业持续升温


1.2.1.以电化学储能为主的新型储能技术优势明显,装机规模高速增长


传统抽水蓄能难以完全满足新能源装机规模快速扩张下的调峰调频需求。储能技术根据储能系统存储能量的形式以及其构成机理的不同可以分为抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能、超导磁储能(物理储能)及超级电容储能、电化学储能(化学储能)等。传统的抽水蓄能虽起步较早、技术较为成熟,但具有难以克服的劣势:一方面,抽水蓄能受地理位置及自然条件约束较强,灵活性较低;另一方面,抽水蓄能的响应速度较慢,响应时间较长。因此,伴随未来新能源装机规模快速扩张,抽水蓄能恐难以完全满足调峰调频需求。在此背景下,以电化学储能为主的新型储能近年来快速发展,装机占比不断提高。


新型储能技术响应速度较快,相比于抽水蓄能技术更具优势。新型储能是除抽水蓄能外的其他以输出电力为主要形式的储能,相比于抽水蓄能技术,在响应速度等各项性能参数上更具优势。


1)压缩空气储能:具有储能容量大、寿命周期长、爬坡速率高等优点,但其能量转换效率较低,仅为60%左右,且需要特定地理条件,环境要求较高。


2)飞轮储能:国内飞轮储能系统主要还处在实验室研发和样机研制阶段,理论研究比较丰富,工程应用研究进展较为缓慢,进入市场的成熟飞轮产品还相对较少,因此短期内难以大规模推广。


3)超导磁储能:利用超导线圈直接存储电磁能,功率密度高,响应速度很快,转换效率也很高,但受限于价格昂贵的超导材料和低温制冷系统,短期内难以商业化。


4)超级电容储能:在充放电速度、功率密度高等方面较其他储能方式有所提升,但存在电介质耐压低等问题,存储能量的大小和保持的时间长度都因漏电流等因素而受到限制。


5)电化学储能:通过化学反应将化学能和电能进行相互转换来储存能量,根据材料不同主要可分为铅酸蓄电池、钠硫电池、液流电池和锂离子电池等形式,一方面,电池储能的能量密度与能量转换效率较高,且响应速度较快,能够有效满足电力系统调峰调频需求;另一方面,其功率和能量可以根据不同应用需求灵活配置,几乎不受外部气候及地理因素的影响。其中,锂离子电池经过多年发展,综合性能参数与技术成熟度来看,或为当下综合性最好的电池体系,具备大规模推广条件。


电化学储能在电力系统的源、网、荷侧都可根据需求灵活部署,各环节效果显著。在发电侧可提高发电的稳定性,并提高发电质量;在输电环节,可降低输电的成本;在配电环节,可以缓解企业和用户用电压力,促进电网的升级扩容;在送电环节,可通过峰谷差套利,进而减少企业和用户用电成本。


1.2.2.产业链:“原材料-设备及系统-场景应用”,电池及储能系统为成本核心


储能产业链上游为各种原材料,包括正极材料、负极材料、电解液、隔膜、电子元器件、结构件、辅材、屏柜电缆、土建安装、升压装置等;中游主要包括储能电池、电池管理系统(BMS)、储能变流器(PCS)、能量控制系统(EMS)等;下游主要为发电侧、电网侧、用户侧等具体应用场景。


1.2.3.政策规划助推储能产业发展


近期国家级储能相关政策频繁出台,对我国电化学储能做出一系列政策规划,推动其规范化、产业化、市场化发展。面对新能源装机大规模扩张所带来的调峰调频需求,国家近年来陆续出台储能相关政策,从电价机制、项目管理、市场交易、技术攻关、商业模式、发展目标等多个角度制定一系列顶层规划,探索储能产业发展路径,推动其向规范化、产业化、市场化发展。


2021年7月,国家发改委和国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》,明确2025年30GW的发展目标,未来五年将实现新型储能从商业化初期向规模化转变,到2030年实现新型储能全面市场化发展。新版《指导意见》发布后,各地基于区域能源发展的切实需求以及带动新兴产业发展的需求,相续发布十四五储能发展目标。据中关村储能产业技术联盟统计,仅青海、山东、湖南、浙江、内蒙古五省及南方电网储能的规划达39GW,已高于国家制定的30GW目标。按照规划初步测算,储能装机总规模预计约达到47GW。


2.源网侧:收益机制亟待探索,共享独立储能或为最优模式


2.1.火储联合调频:传统区域发展速度减缓,市场向新区域拓展


响应速度对机组调频性能提出更高要求,催生火储联合调频。电力系统运行过程中,发电出力与用电负荷总会出现随机性的有功不平衡情况,AGC通过下达指令调节发电机组功率来控制电网频率及联络线功率,进而保持电力系统的发用平衡,因此AGC对发电机组的调频性能提出了较高要求。但燃煤发电机组相应功率调节速度较慢,仅能达到分钟级,相比之下,电储能系统响应功率调节速率更快,达到秒级标准,能够有效弥补燃煤发电机组响应迟缓带来的机组处理与调度AGC指令间的功率差值。


广东等区域受补偿政策影响,初期项目收益水平较为显著,发展优势明显。在性能需求叠加补偿政策影响下,火储联合调频市场快速发展。根据储能与电力市场统计,截至2020年7月,国内火储联合调频项目达58个(含投运、在建、中标项目),总规模达727MW,且项目地集中于广东、内蒙、山西等地。


因此,早期发展速度较快的区域市场开始趋于饱和,补偿标准表现出降低趋势。以广东为例,根据2020年《广东调频辅助服务市场交易规则》,其在调频里程报价、里程补偿、容量补偿价格及补偿等方面均产生较大改动,其中对于里程补偿的计算中,将使用开根号的形式将K值的实际影响降低,综合性能k值越高,在市场价格、调频里程不变的情况下,获得的里程补偿额降幅将越大。


2.2.“新能源+储能”快速扩张,发电侧自建储能面临一定压力


电网侧建储难以为继,调峰压力向电源侧转移。在电网侧储能建设初期,其商业逻辑是为电网提供各类服务,并希望通过输配电价将成本疏导至用户,但该模式在有效监管机制方面尚不成熟。因此,2019年出台的《输配电定价成本监审办法》及2020年出台的《省级电网输配电价定价办法》均明确规定电化学储能不计入输配电定价成本,电网侧储能建设难以为继。在调峰压力持续存在背景下,建储任务向电源侧转移。多省份提出明确配储要求,储能产业规模快速扩张。在调峰压力转移的情况下,多个省(区)的能源主管部门要求新能源企业配置一定比例的储能。从各省发布的规划、风光开发建设方案等文件来看,新能源配置储能比例大多在5%-20%之间;配置小时大多在2小时,部分省份要求1小时或者4小时。各地配储要求明确化推动储能产业规模快速扩张。(报告来源:未来智库)


“繁荣发展”背后成本矛盾突出,发电侧自建储能面临一定压力。


一方面,仅将储能装机配额作为新能源发电项目并网条件,难以确保储能的建设质量,由于配建储能会导致项目初始投资成本明显增加,新能源企业可能更倾向于选择性能较差、初始成本较低的储能产品,而仅使储能作为可再生能源优先并网的工具;


另一方面,由于受到配储容量与时长限制,其对电源侧企业本身的消纳问题作用较为有限,因此企业在实际运行过程中可能会选择更低成本的解决方案,如在部分时段弃电等。以某弃风严重区域风电配套储能站为例,配置额定功率10%、4小时的储能前后,其弃风率分别为20.6%/19.7%,差别较小。


上述情况下,传统“新能源+储能”模式不但难以达到促进风光消纳及调峰调频的目的,而且会显著加大可再生能源项目初始投资成本,根据中国电力网,一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目,其初始投资将增加8-10%;而风电场配建同样容量的储能项目,其初始投资成本将增加15%-20%。因此,对于源网侧储能,发电侧自建储能面临一定困境,发展压力较大。


而根据全球能源互联网发展合作组织预测,到2025年,我国清洁能源装机量将达到17亿千瓦,其中风电装机容量将达到5.36亿千瓦,2021-2025年CAGR达13.02%;光伏装机容量将达到5.51亿千瓦,2021-2025年CAGR达15.79%。按照配储比例15%计算,2021-2025年仅风光配储需求增量便超过67GW,相比于2021电化学储能5.12GW的总装机规模,装机缺口仍然较大。


2.3.“多方受益多方买单”,(共享)独立储能或为最优模式


2.3.1.规范化与市场化进程加速推进,“运营模式”最优者有望脱颖而出


新型储能产业“探索初期”将过,规范化与市场化加速推进。“十三五”以来,我国新型储能行业整体处于由研发示范向商业化初期的过渡阶段,伴随其市场规模不断扩大,新型储能产业“探索初期”将过。2022年2月23日,国家发改委及能源局发布《“十四五”新型储能发展实施方案》,明确了“十四五”期间新型储能产业发展的顶层规划。一方面,加快建立新型储能项目管理机制,规范行业管理,强化安全风险防范;另一方面,明确新型储能独立市场地位,完善市场化交易机制,充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。在规范化与市场化加速推进的背景下,“运营模式”最优者有望脱颖而出。


2.3.2.共享独立储能“一站多用”,助力收入渠道扩展


辅助服务市场放开,独立储能是更加贴合政策导向的独立市场主体。2021年底新发布的“两个细则”扩大了辅助服务的提供主体,丰富了辅助服务的服务品种,辅助服务市场向储能放开。《“十四五”新型储能发展实施方案》中明确提出,要推动储能作为独立主体参与各类电力市场,相比传统依附于发电侧的商业模式,独立储能电站更加贴合该政策导向。同时,由于其“独立性”,该模式下责任主体更为明确,有利于进一步提高储能电站发展建设的规范性与安全性。同时满足多方需求,“一站多用”共享模式助力收入渠道扩展。独立储能电站除了能够作为传统电网侧储能设施满足其调峰调频需求外,还可以满足发电侧的储能需求。2021年8月,国家能源局及发改委发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》,确定新能源发电企业可通过租赁储能容量,满足新增新能源装机调峰能力建设需求。以陆上风电为例,根据测算,相比于自建储能,发电企业选择租赁储能容量时(15%配储比例),总投资成本可降低23%左右,差距明显。


电力现货市场助力成本疏导,市场化机制有望打破资金盘掣肘。2022年6月7日,两部委发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》,提出研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制,探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收,加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场;同时独立储能电站向电网送电时,其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。独立储能电站参与电力现货市场交易确定性增强,市场化机制有望进一步提升项目收益水平。


在国内储能需求不断增加的背景下,储能产业商业模式逐渐向多元化发展。其中独立储能电站以其“一站多用”的优秀机制得到迅速发展,其商业模式得到快速推广及应用,装机规模迅速扩张。根据储能与电力市场数据,独立储能电站2021年规划、在建、投运总项目个数超过138个,总装机规模超过17GW/34GWh,涉及山西、湖北、广东、江苏、山东等20余省市。


2.3.3.经济性测算:电力现货市场下具备投资价值,容量租赁影响较大


考虑到当前独立(共享)储能电站仍处于起步阶段,各地区及项目运营模式与价格机制存在明显差异,因此我们选取三峡能源庆云储能示范项目(一期100MW/200MWh)为参考,通过测算其收益水平变化,为解析独立(共享)储能电站盈利模式与盈利能力提供参考。根据风电财经数据,三峡庆云100MW/200MWh储能示范电站EPC总承包工程中标价格为174万元/MWh。


调峰补偿模式(不考虑容量租赁)


综合上述分析,调峰补偿收益为当前国内各地区独立储能电站项目的基本收益渠道,在不考虑容量租赁的情况下,对此模式项目收益水平进行测算,即使在不考虑充放电损耗成本的情况下,项目全投资IRR也仅为-4.5%,因此该模式下独立储能电站尚不具备盈利能力。


调峰补偿模式(考虑容量租赁)


根据政策规划,目前多个地区及项目正推进“新能源租赁储能容量”模式建设,其中山东、广西、河南等地区已取得实质性进展。


现货市场交易模式(不考虑容量租赁)


目前山东省电力现货市场建设走在前列,并积极推动独立储能电站参与现货交易。截至2022年2月25日,三峡能源庆云储能示范项目已完成山东电力交易中心的注册,并通过公示,正式进入现货市场。在此模式下,储能电站以自调度模式参与电能量市场,通过电力交易平台申报运行日自调度曲线,并以现货市场价格出清。项目收益渠道主要包括放电电量收益和容量补偿费用,成本主要为充电电量电费。


现货市场交易模式(考虑容量租赁)


根据北极星电力网信息,目前三峡能源庆云储能示范项目正在推进对外容量租赁业务,未来电站收益水平有望进一步提高。经过测算,按照300元/kw/年,在电力现货交易+容量租赁模式下,项目全投资IRR达13.01%,资本IRR达26.50%,全投资回收期5.25年,资本金回收期3.22年,项目整体收益率可观,具备较强的投资价值。


同时,新型储能的合理成本疏导机制仍在积极探索过程中,目前国内山西、南方区域等均推出相关政策,明确新型储能可参与调频辅助服务,这或将拉开全国各地独立储能电站参与电力辅助服务的序幕。若综合考虑参与电力现货交易+容量租赁+调频辅助服务,按照山东调频辅助服务结算规则,经测算项目有望进一步提升,在不考虑调频充放电损耗的情况下,全投资IRR达19.68%,资本IRR达46.26%,全投资回收期为4.04年,资本金回收期为1.87年。


3.用户侧:需求侧响应+峰谷价差套利,开辟储能新空间


3.1.需求响应机制必要性凸显,峰谷价差拉大为储能提供套利空间


新能源高占比背景下电力系统压力增大,需求响应机制必要性凸显。在新型电力系统环境下,可再生能源发电并网规模逐渐增大,新能源占比不断提高,而新能源随机性与间歇性的发电特性导致电力市场“供端特性”改变,电网中现有的配变电设备容量已经难以满足日益增加的高峰负荷要求,而如果只依靠扩大投资规模增加装机容量,或者对输配电线路进行升级扩容,将耗费巨大,而且会提高用电费用。在此情况下,建立用户侧需求响应机制的必要性凸显。《“十四五”新型储能发展实施规划》明确提出,鼓励用户采用储能技术减少接入电力系统的增容投资,发挥储能在减少配电网基础设施投资上的积极作用。


分时电价政策加速推进,峰谷价差拉大,为储能提供套利空间。随着电力系统峰谷差的逐步拉大以及用电紧张,我国在各地逐步推行了目录分时电价机制,包括峰谷电价机制、季节性电价机制等,其中峰谷电价机制是将一天的用电价格划分为高峰、平段、低谷等,以充分发挥电价信号的作用,引导电力用户尽量在高峰时段少用电、低谷时段多用电,从而达到移峰填谷、缓解电力供需矛盾、保障电力安全供应等目的。2021年7月,国家发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》,提出进一步优化分时电价机制,科学划分峰谷时段及合理确定峰谷电价价差,同时建立尖峰电价机制,其电价可在峰段电价基础上上浮超20%。


3.2.经济性测算:价差在0.39元/KWh以上具备盈利能力


收入端:


用户侧储能的理论收益来源包括峰谷价差套利、降低需求电费、需求相应获利等:


峰谷价差套利:即基于分时电价的价格机制,赚取峰期电价与谷期电价(平期电价)差的电量电费收益。在当前各地区峰谷价差不断拉大的背景下,峰谷价差套利已成为用户侧储能的主要收入来源。


降低需量电费:需量电费即针对大工业用户专用变压器收取的容量费用,对于该费用供电公司一般给出两种选择模式:其一是按照专用变压器容量收取,与用户实际用电负荷无关;其二是按照用户最大负荷收取费用。考虑到不同地区与用户所选模式与电价标准不同,该收入来源目前具有较强的不确定性。


需求响应获利:指电网公司通过调度用户储能系统的容量来实现对电网整体负荷供需平衡的调节,电网租借用户储能系统容量为有偿付费行为。但考虑到获得该收益的基本条件是必须把储能系统纳入升级储能系统调度平台,其运行策略不能再由企业自主决定,而由于电力调度给出的指令根据电力运行情况确定,具有较大的随机性,因此在当前需求响应激励机制尚未明确的背景下,该收入来源具有较强的不确定性。


成本端:


初始投资成本:以磷酸铁锂为例,从近两年用户侧项目的招标情况来看,EPC单位投资成本大多在150-200万元/MWh之间。我们假设工程单位投资成本为170万元/MWh。


运维检修成本:根据江苏、湖南储能电站的运维招标情况来看,年运维费用占总投资的0.5-1%,考虑到对储能电站管理安全性要求提高,我们假设年运维检修比例为1%。


基于以上假设,我们对用户侧储能项目的收益率进行测算,当平均价差达到0.39元/KWh时可实现盈亏平衡,当平均价差达到0.6元/KWh时,其全投资IRR达11.57%,资本金IRR达23.30%,因此从当前各地区峰谷价差情况来看,用户侧储能已具备一定的经济性与投资价值。


未来,伴随需求响应激励机制等逐渐完善,用户侧储能收入渠道有望进一步拓宽,从而进一步提高其收益水平。


4.投资分析


4.1.万里扬:拓展储能业务板块,重点发展独立储能电站,项目储备丰富


子公司万里扬能源公司近年来深耕灵活电力调节能力业务,多场景应用同时推进,储备项目丰富。2022年1月6日,公司与万里扬集团等交易对方签署《关于浙江万里扬能源科技股份有限公司的股权转让协议》,收购万里扬能源公司51%的股份。万里扬能源公司主要从事储能电站投资和运营、电力市场现货交易、电力安全测试等业务,近年来深耕灵活电力调节能力业务,已在广东、甘肃等省份投运4个发电侧储能电站,合计装机约40MW。目前重点发展电网侧独立储能电站,已签协议拟投资建设的储能电站合计装机约1000MW,其中广东省肇庆市项目装机约100MW、浙江省义乌市项目装机约300MW、浙江省海盐县项目装机300MW、浙江省江山市项目装机约300MW。其中浙江义乌的苏溪变独立储能项目(一期100MW/200MWh)已进入浙江省新型储能示范项目,政府将给予容量补偿,补贴期暂定3年(按200元、180元、170元/千瓦·年)。同时,公司大力推动与工厂、数据中心和充电站等用户侧储能电站的技术开发和项目合作,助力电力系统向清洁低碳、安全高效转型。


经过多年发展,万里扬能源公司已打造一支专业的设计研发团队,具备了行业领先的储能电站“价值运营能力”以及“电站集成及接入系统”两大核心能力。万里扬能源公司拥有自研的基于“电力大数据平台+市场镜像仿真引擎+人工智能预测引擎”(一平台双引擎)的电力市场全景仿真决策系统和新型储能系统集成以及市场运营一体化平台,通过“智能经济优化调度引擎”以及“云边协同的控制技术”可实现新型储能系统的可靠控制和收益最大化。另外,万里扬能源公司通过参与全国电力市场现货交易,积累了丰富的运营经验和充沛的客户资源,具备良好的市场开拓能力。储能业务有望开拓公司新的增长点。(报告来源:未来智库)


4.2.林洋能源:项目储备丰富,产业链拓展铸就核心竞争力


公司抢先布局储能业务,有望在储能市场的新一轮增长中抢占先机。公司自2015年通过并购成立了江苏林洋微网科技有限公司开始进入储能业务,陆续建设了启东林洋总部工业园微网项目、上海汽车城博物馆微电网项目、上海军工路光充储项目、亿纬锂能惠州及湖北荆门厂区用户侧储能项目、连云港东霞制衣用户侧储能项目、安徽田集电厂光储项目等多个储能及微电网示范项目,涵盖了多个应用领域,建立了公司在储能领域的技术积累及安全可靠等优势,打造了一支专业性强、经验丰富、技术和方案持续创新的优秀团队,有望在储能市场的新一轮增长中抢占先机。


电池供应+产品及系统解决方案+项目投资运营,产业链拓展铸就核心竞争力。


电池供应方面:公司与湖北亿纬动力有限公司共同出资设立江苏亿纬林洋储能技术有限公司,投资30亿元,建设年产能10GWh的储能专用磷酸铁锂电池生产基地项目,目前该项目正在有序推进中。


产品及系统解决方案方面:公司与亿纬锂能成立江苏林洋亿纬储能科技有限公司,围绕新能源发电配套储能、用户侧储能、用户侧光储系统、调峰调频储能系统等应用场景,提供一体化、有针对性的储能系统解决方案。产品包括电池管理系统(BMS)、储能变流器(PCS)、能源管理系统(EMS)、温度及消防控制系统等。公司专注于BMS+PCS+EMS的3S系统设计,以核心技术和产品解决方案打造竞争力。


项目投资运营方面:重点布局“共享”储能电站的开发和建设,项目储备资源丰富。公司以自有新能源项目配套储能为基础,聚焦于江苏、山东、安徽、湖北等省的光伏/风电新能源发电配套储能,打造“集中式共享储能”新型商业模式。2021年以来,公司在储能业务领域签署了多项合作协议,项目储备资源超过3GWh:


与国网南通综合能源服务有限公司签订项目合作协议,打造如东100MW/200MWh海上风电配套集中式共享储能电站示范项目。未来双方将充分发挥各自优势,针对为光伏、海上/陆上风电等新能源发电项目配套的集中式共享储能电站以及大型工业企业用户侧储能电站项目开展深度合作。


与安徽省蚌埠五河县人民政府签订投资合作协议,通过“风光储+”模式与地方特色相结合的方式,共同投资建设1.5GW光伏发电项目、0.5GW风力发电项目、540MW/1080MWh集中式共享储能电站。


以联合体形式与湖北荆门发改委签订“荆门市百万千瓦级水风光一体化重大基地项目”开发协议,光伏+风电+抽蓄+电化学储能总建设规模不少于3GW,其中包含不少于200MWh电化学储能项目。


与华能江苏能源开发有限公司合作,将在启东成立合资公司,建设80MW/160MWh的储能共享电站。


4.3.三峡能源:大规模布局储能业务,风光储一体化协同发展


公司发力布局储能赛道,2021年6月成立三峡新能源(庆云)有限公司,负责三峡能源庆云储能电站示范项目的建设与运营。该项目位于山东省德州市庆云县,项目规划总容量达300MW/600MWh,其中首期工程(100MW/200MWh)已于2021年底投运,并于2022年2月正式进入电力现货交易市场,叠加山东省政策及市场优势,公司储能在储能领域已具备一定先发优势。


4.4.文山电力:南网调峰调频资产注入,打造优质储能平台


2022年5月6日,公司公布《重大资产置换及发行股份购买资产并募集配套资金暨关联交易报告书》,与南网调峰调频公司资产置换方案有望正式落地,公司主营业务将转变为抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能业务。调峰调频公司为储能领域开拓者,技术储备充足。调峰调频公司储能科研团队早在2009年就开始了电化学储能技术的研究,于2011年建成投运国内首个兆瓦级锂离子电池储能站——深圳宝清电池储能站,标志着我国在大容量电池储能核心技术和设备国产化上取得重大突破。同时,公司主持完成国内首个电化学储能国家标准,构建国内电池储能设计标准体系,形成了20余项标准和20余项发明专利,试验了多种技术路线与应用场景,引领了储能行业由冷到热的发展。目前,南网调峰调频公司已投运电网侧独立储能电站4座,共计30MW/62MWh。此外有3个电网侧百兆瓦级独立储能电站进入前期工作阶段,总装机规模470MW/940MWh。


4.5.宝光股份:全面进军储能行业,多场景应用快速拓展


2021年初,公司成立子公司宝光智中,以储能调频业务为切入点,正式全面进军储能行业。宝光智中已拥有自主研发的横跨电网、机组、储能三大知识与工程领域,从电网调度角度自上而下构建的储能EMS系统,与产业链核心位置建立起领先优势。依托自研系统优势,公司储能业务快速拓展。系统产品方面,从最初的单一储能控制系统逐步到目前横向发展的火电调频控制系统、新能源储能控制系统、风光储一体化控制系统、源网荷储控制系统等各类细分领域的成熟系统;电站运营方面,公司储能电站业务涵盖火储联合调频、新能源侧储能、电网侧独立储能、源网荷储一体化等多个应用场景。公司已经从成立之初单一产品模式发展成了行业内产品较为全面的储能公司。


项目方面,目前宝光智中已完成对韶关9MW/4.5MWh项目的收购,并推进对平海30MW/15MWh项目的收购进程;承建的国家能源集团青海公司格尔木分公司5MW/10MWh源储一体化储能项目顺利并网;中标国家电投东北新能源公司光伏治沙7.5MW/7.5MWh储能系统项目;中标乌兰察布区域电力系统协调控制关键技术研究软硬件平台项目,实现源网荷储一体化项目的零突破;山东大唐临清热电有限公司采用宝光智中EMS能量管理系统参与山东电力调频市场,成为宝光智中在山东地区首个火储调频业绩。2021年,宝光智中实现营业收入2178万元,实现利润180万元,实现了“当年设立、当年盈利”的目标。


4.6.南网科技:南网旗下全流程储能系统技术服务供应商


储能系统技术服务为公司核心业务之一。储能系统技术服务主要应用于电源侧、电网侧和用户侧,用于提升新能源并网消纳能力、电源调峰调频能力,电网灵活调节和应急支撑能力,用户侧峰谷调节能力,以解决新能源并网时因其随机性和波动性对电网的冲击。2021年公司储能系统技术服务营收为1.91亿,占总营收比例为13.78%。


主要产品方面,公司根据客户的应用需求,针对性提供电化学储能系统整套解决方案,包括系统方案设计、建模仿真、设备系统集成、工程实施、参数整定、控制优化、系统调试及并网测试、性能评估等全流程技术服务。在设备系统集成方面,公司重点设计了“智能热管理+集中式多传感”的电池系统集成方案,优化电池本体热控制,以强化电池火灾自动预警上提升电力储能系统的安全性。另外,公司还自主设计了储能EMS,根据具体项目场景和客户需求提供个性化的设计和功能配置。


公司储能技术服务根据服务场景和内容形成了多项技术服务产品,包括大规模储能系统集成、配电台区储能系统集成、机房(变电站)后备电源系统集成、储能并网测试和直流配用电系统集成等,应用于电源侧和电网侧。未来随着居民分布式发电、商业分布式发电的普及,储能系统技术服务将在用户侧也将得到广泛应用。


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    能量密度:125-160Wh/kg
    充放电能力:5-10C(20-80%DOD)
    温度范围:-40℃—65℃
    自耗电:≤3%/月

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    过充电、过放电、针刺、 挤压、短路、
    撞击、高温、枪击时电池不燃烧、爆炸。

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    电池管理系统可靠、稳定、适应性 强,
    符合国军标要求。