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英国储能市场情况简析

近期英国储能行业的发展引起了越来越多海外从业者的关注,近年来也取得了长足性的进步。

根据Wood Mackenzie预测,英国或将引领欧洲大储装机,到2031年将达25.68GWh,预计2024年英国大储有望发力。据Solar Media统计,截至2022年底,英国已有20.2GW大储项目获批,未来3-4年内可完成建设;已规划或部署储能系统约61.5GW,以下为英国储能市场的概括性解析。

(本文来源微信公众号:光储星球ID:SolarStoragePlanet)

英国储能"最佳点"为200-500兆瓦

英国的电池储能容量越来越大,已经从几年前的50兆瓦以下发展到今天的大型储能项目。例如,位于曼彻斯特的1040兆瓦低碳园区项目近期获得了许可,该项目被称为世界上最大的电池储能项目。

在规模经济、供应链的改善的同时,英国政府取消了国家重大基础设施项目(NSIP)的上限,共同促使英国储能项目的规模不断扩大。英国储能项目投资回报与项目规模的交叉点——目前来看应在200-500兆瓦之间。

电站共址可能具有挑战性

储能电站可与各种发电形式(如光伏、风能和各种形式的火力发电)毗邻。这种共建项目的优势有很多。例如可以分担基础设施和辅助服务成本。在发电高峰时段产生的能源可以储存起来,然后在用电高峰或发电低谷时段释放出来,实现削峰填谷。在储能电站还可以通过套利产生收入。

然而,电站共用同一地点也存在挑战。如接口适配、不同系统相互影响等方面可能出现问题。在项目建设过程中,出现问题或延期的状况时有发生。如果就不同技术类型分别签订合同,合同结构通常更加复杂繁琐。

虽然从光伏开发商的角度来看,增配储能通常具有积极意义,但一些储能开发商可能更注重电网容量,而非将光伏或其他可再生能源纳入项目。这些开发商可能不会把储能项目设在可再生发电设施周围。

开发商面临收入下降

与2021年和2022年的高点相比,储能开发商目前面临着收入下降的问题。导致收入下降的因素包括竞争加剧、能源价格下跌、能源交易价值下降等。储能收入下降对该行业的全面影响仍有待观察。

供应链和气候风险始终存在

储能系统的供应链涉及各种组件,包括锂离子电池、逆变器、控制系统和其他硬件。锂离子电池的使用会使开发商受到锂市场波动的影响。鉴于储能项目的开发需要较长的时间--获得规划许可和电网连接是一个漫长的过程,这种风险尤为突出。因此,开发商需要考虑和管理锂价格波动对项目总体成本和可行性的潜在影响。

此外,电池和变压器的交货期较长,如果需要更换,等待的时间也会很长。国际局势不稳定、贸易争端和法规变化都会影响这些组件和其他组件以及材料的采购。

气候变化风险

极端的季节性天气模式会给储能设备开发商带来相当大的挑战,需要进行大量规划并采取风险缓解措施。夏季日照时间长、光照充足,有利于可再生能源发电,但也会增加储能的难度。温度升高有可能使电池内的冷却系统不堪重负,从而可能导致电池进入热失控状态。在最坏的情况下,这可能导致火灾和爆炸,造成人身伤害和经济损失。

储能系统消防安全指南的变化

英国政府于2023年更新了《可再生能源规划政策指南》,增加了关于储能系统消防安全发展的章节。在此之前,英国国家消防委员会(National Fire Chiefs Council)于2022年发布了关于储能消防安全的指南。该指南建议开发商应在申请前阶段与当地消防部门联系。

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