今年3月，湖南28家企業(yè)承諾為新能源項目配套建設(shè)儲能。另外，江蘇、山東、內(nèi)蒙等地也都有類似的項目備案清單，儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的驅(qū)動力從電網(wǎng)側(cè)轉(zhuǎn)到發(fā)電側(cè)。
不僅湖南省要求新能源配建儲能，目前全國已有10多個省份出臺鼓勵新能源配儲能的相關(guān)文件，儲能配置比例在5%-20%之間。加裝儲能已經(jīng)成為多地新能源能否優(yōu)先并網(wǎng)的關(guān)鍵，那么，這些項目落地實施的進展如何？每個新能源項目必須配儲能嗎？目前新能源配置儲能模式推廣緩慢的癥結(jié)在哪？未來合理的“新能源+儲能”商業(yè)模式是什么？
新能源配儲能進展不樂觀
記者采訪了多家新能源企業(yè)負責(zé)人，受國家層面政策引導(dǎo)以及地方鼓勵政策的支持，他們正在積極研究部署儲能，但是一方面儲能對新能源企業(yè)是新的領(lǐng)域，具體的技術(shù)性能、配置方案、并網(wǎng)要求等需要一個學(xué)習(xí)了解的過程，另一方面，受新能源項目本身審批流程以及新能源發(fā)電設(shè)備的供貨原因造成新能源項目建設(shè)進度受到影響。預(yù)期四季度項目建設(shè)進度會大大加快。
數(shù)據(jù)顯示，今年湖南峰谷差高達2000萬千瓦，但火電標(biāo)桿電價高且裝機僅有2200萬千瓦，調(diào)峰能力有限。尤其在湖南省南部、西南部，新能源消納形勢并不樂觀，被劃分為紅色預(yù)警區(qū)域，其他地區(qū)為橙色或黃色區(qū)域。在已無綠色消納區(qū)域的情況下，湖南期待通過配備儲能解決相對嚴(yán)峻的風(fēng)電消納形勢。
“1-7月份，因為疫情影響，湖南風(fēng)電大面積棄風(fēng)，個別發(fā)電企業(yè)的棄風(fēng)比例高達月度40%，而1-7月實際平價的棄風(fēng)比例高達20%以上，儲能成為解決調(diào)峰、降低棄電的方式之一?！焙鲜∫晃伙L(fēng)電新能源企業(yè)高層對記者表示，因此國網(wǎng)湖南電力公司要求新建新能源項目配置10%-20%的儲能，否則項目可能無法并網(wǎng)。
針對湖南省新能源配儲能進展情況，記者發(fā)函致湖南省能源局、湖南省電力公司，截至發(fā)稿，均未收到任何回復(fù)。
新能源配儲能當(dāng)前癥結(jié)何在
湖南28家電源企業(yè)的承諾為何兌現(xiàn)進展緩慢？
一位知情人士對記者表示，儲能對湖南省發(fā)電企業(yè)來說是全新領(lǐng)域。目前湖南省在運儲能電站3座，累計60WM，由國網(wǎng)投資建設(shè)運營，已租賃給不同火電企業(yè)。其他發(fā)電企業(yè)暫未涉足儲能領(lǐng)域，對于發(fā)電企業(yè)而言均為零起步。
但據(jù)記者了解，相比于除了缺乏經(jīng)驗，沒有盈利空間才是發(fā)電企業(yè)不愿配儲能的根本原因。按照湖南輔助服務(wù)市場規(guī)則，報價上限為0.5元/千瓦時，儲能電站充電電量同時執(zhí)行現(xiàn)行用電側(cè)峰谷分時電價，儲能獲利空間嚴(yán)重不足?！捌毡榉骞炔?.7元/千瓦時以上才能勉強滿足投資要求，但滿足此類條件的項目主要集中在北京、廣東、江蘇、浙江等地區(qū)，湖南并不具備這樣的條件。”一位不愿具名企業(yè)高層表示。
此外，初始投資成本偏高也是掣肘新能源+儲能的原因。從今年上半年，儲能EPC中標(biāo)單價比今年年初下降了23%。但是，按光伏項目裝機規(guī)模20%、儲能時間2小時計算，配套儲能將導(dǎo)致企業(yè)初始投資成本提高8%-10%；對風(fēng)電項目來講，初始投資成本提高比例在15%-20%之間。
另外一個“新能源+儲能”推廣難的關(guān)鍵問題是，小時級的電化學(xué)儲能在應(yīng)對風(fēng)電棄風(fēng)場景下作用十分有限；在大風(fēng)季或連續(xù)大風(fēng)日，電化學(xué)儲能在風(fēng)電大出力之前幾個小時已快速充滿，對之后的棄電無能為力，且沖進去的電在連續(xù)大風(fēng)日期間沒有機會放出，這就導(dǎo)致儲能電站充放電次數(shù)大為降低。
多位受訪專家認為，地方要求新能源配置儲能，一般是對容量配比和市場提出要求。企業(yè)從利益角度考慮，肯定配置低端產(chǎn)品，滿足要求即可，實際運行中可能也用不上幾回?！斑@就會倒逼發(fā)電企業(yè)拿儲能作敲門磚，先配足量再說，劣質(zhì)低價的儲能流入市場，儲能行業(yè)就會出現(xiàn)驅(qū)逐良幣現(xiàn)象?！眹野l(fā)改委能源研究所不愿具名人士對記者直言。
中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟副秘書長岳芬也表示，從目前市場反饋看，儲能行業(yè)存在惡意低價競爭的苗頭，低價形勢下的產(chǎn)品質(zhì)量安全問題讓人擔(dān)憂。
“新能源+儲能”路在何方
問題該如何解決？
“并非每個新能源項目都必須配儲能?！痹婪覍τ浾弑硎荆洳慌鋬δ?，各地區(qū)應(yīng)判斷未來可再生能源規(guī)模化發(fā)展情形下，對儲能的需求水平。從全局的角度來評估最需要安裝儲能的地點和比例，這樣比每個項目配置儲能更為有效且更節(jié)約。另外，還要考慮在成本無法向終端疏導(dǎo)的情況下，發(fā)電企業(yè)的承受力問題，尤其是風(fēng)、光將全面迎來平價上網(wǎng)，項目經(jīng)濟收益對成本愈加敏感，在缺乏有效市場機制的情況下，讓發(fā)電企業(yè)承擔(dān)此成本的度需要準(zhǔn)確評估。
多位受訪專家呼吁，應(yīng)從經(jīng)濟性、系統(tǒng)實際需求等方面，合理制定儲能規(guī)模、容量、及具體技術(shù)方案，最大程度降低投資成本。
“在現(xiàn)有政策條件下，國內(nèi)可以通過多個主體共用一套儲能系統(tǒng)的形式，提高儲能的利用率，發(fā)揮儲能的多重功用價值，提高儲能項目經(jīng)濟性。”岳芬表示，但共享儲能的交易特征是1對N的關(guān)系，需要解決計量、結(jié)算，甚至是輸配電價核算等問題。未來，在電力市場改革過程中，應(yīng)從允許儲能系統(tǒng)運營商作為獨立市場主體提供多元化服務(wù)入手，使其能夠參與調(diào)峰、調(diào)頻、黑啟動等各類服務(wù)，使儲能在為發(fā)電企業(yè)、電力用戶提供服務(wù)的同時，還能夠獲得額外渠道收益，同時秉持“誰受益、誰付費”的原則，將儲能的成本疏導(dǎo)至用戶端。
“‘新能源+儲能’需要深度挖掘儲能在其他應(yīng)用場景的功能性應(yīng)用，彌補單一靠調(diào)峰輔助服務(wù)收益不足的缺陷?！币晃谎肫笮履茉雌髽I(yè)高層管理人士建議，比如，湖南的峰谷價差約在0.35元/千瓦時，新能源電源項目可以嘗試按一定價格的租賃服務(wù)費租賃用戶側(cè)儲能項目。
在多位業(yè)內(nèi)人士看來，任何市場都有從建立到成熟的過程，面對目前儲能市場的種種問題，既要有應(yīng)對策略，也要有充沛的信心。新能源公司、儲能廠家、設(shè)計院及科研機構(gòu)、設(shè)備集成商、資方、行業(yè)聯(lián)盟、電網(wǎng)公司等是利益共同體，多方合作共享未來才是破局之道。
