近期高温天气频发,多地已发布高温橙色预警甚至红色预警。今日北京东南部、河北南部、河南北部及浙江东部、福建东部等局部地区气温可达40℃以上。据不完全统计,我国19个国家气象观测站最高气温已突破历史极值,气象预测今夏气温较常年同期偏高。
持续高温带来了用电高峰,电力供需矛盾也开始浮现。7月3日,浙江电网用电负荷破1亿千瓦,较去年提早8天,并创下历史新高;此前,江苏电网用电负荷于5月29日突破1亿千瓦,比去年夏季提前19天。
夏季历来为用电高峰时段,而极端天气下,电力系统保供承压,多地发布迎峰保供方案。国家能源局副局长余兵便指出,近期多个地区气温大幅攀升,用电高峰期提前。迎峰度夏期间电力供应总体有保障,但区域性、时段性供需矛盾仍需着力解决。
据山东卫视报道,日前山东已连续10天用电负荷超过9千万千瓦。面对高温高负荷挑战,山东全力保障人民群众生产生活用电,具体措施便包括带电消缺、储能调度等。
目前,山东光伏装机量达4269万千瓦,在运储能规模达到511万千瓦,均居全国首位。山东创新储能调度运行机制,利用现货交易、容量补偿、租赁等方式,提高储能利用效率。国网山东电力调控中心水电及新能源处四级职员刘军表示,“全省各类储能电站在用电高峰时段发电出力超过450万千瓦。目前,我省省内电源出力能达7600万千瓦,‘外电入鲁’超2200万千瓦,全省电力供需总体平稳。”
此外,于6月27日发布的《安徽省能源局关于进一步做好电力需求响应工作的通知》中,也提出,加快推进实时需求响应能力建设,鼓励负荷聚合商代理楼宇空调、城市景观照明、5G基站、用户侧储能、电动汽车等灵活资源参与实时需求响应。
电力紧张带动储能加装意愿提升 峰谷价差拉大提升储能收益率
国泰君安指出,极端天气频发,推动我国以市场化资源调配为核心的新型电力系统加速建设,带动电源侧火电灵活性改造+储能市场释放。
华福证券也表示,预计今年夏天依然电力供应偏紧,企业为保障生产、提升电力可控性,加装工商业储能意愿势必提升。
与此同时,夏季多地实行尖峰电价,峰时用能成本提高,也带来峰谷价差提升。据储能与电力市场统计,7月全国24个区域峰谷价差超过0.7元/kWh,环比来看,较6月15个区域范围明显扩大;同比来看,近七成区域7月峰谷价差同比增长。
分析师认为,不管是出于平抑高峰用电成本或出于峰谷套利考虑,储能经济性都将增加。上海证券补充称,随着电力市场化的推进,峰谷价差整体有望持续扩大,带动工商业储能项目收益率提升。
储能系统价格下探 行业装机及招标数据亮眼
从储能本身的成本端来看,近期碳酸锂价格下跌企稳,储能投资成本降低,储能系统价格下降明显。根据CNESA数据显示,2023年6月储能系统(2h磷酸铁锂,不含用户侧)中标均价1.082元/Wh,同比减少24%,环比减少12%,较1月价格下降25%。
另外,亮眼的装机与招标数据,也在一定程度上印证了储能行业旺盛的需求。
据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计,今年1-5月共有97个新型储能项目投运,装机功率达3.02GW,同比增长629.12%。
另据储能与电力市场和CBES统计,2023年Q2国内储能招标规模达到24.1GWh,同/环比增加189%/53%;储能中标规模21.8GWh,环比增长185%。华安证券数据显示,6月招标规模合计9.2GW/19.9GWh,环比上涨94.2%。
值得一提的是,政策端来说,江苏、河南、山东、广东等地也持续发文,支撑新型储能发展,要求严格按照开发方案中承诺的储能配比配置储能设施。目前,全国各省份新能源配置储能比例基本在10%-20%,部分地方鼓励提高至25%以上。
来源:财联社
作者:郑远方

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