今年3月，湖南28家企業(yè)承諾為新能源項目配套建設儲能。另外，江蘇、山東、內蒙等地也都有類似的項目備案清單，儲能產業(yè)發(fā)展的驅動力從電網側轉到發(fā)電側。
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文件，儲能配置比例在5%-20%之間。加裝儲能已經成為多地新能源能否優(yōu)先并網的關鍵，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)負責人，受國家層面政策引導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)是新的領域，具體的技術性能、配置方案、并網要求等需要一個學習了解的過程，另一方面，受新能源項目本身審批流程以及新能源發(fā)電設備的供貨原因造成新能源項目建設進度受到影響。預期四季度項目建設進度會大大加快。
數據顯示，今年湖南峰谷差高達2000萬千瓦，但火電標桿電價高且裝機僅有2200萬千瓦，調峰能力有限。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峻的風電消納形勢。
“1-7月份，因為疫情影響，湖南風電大面積棄風，個別發(fā)電企業(yè)的棄風比例高達月度40%，而1-7月實際平價的棄風比例高達20%以上，儲能成為解決調峰、降低棄電的方式之一?！焙鲜∫晃伙L電新能源企業(yè)高層對記者表示，因此國網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。
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。
新能源配儲能當前癥結何在
湖南28家電源企業(yè)的承諾為何兌現進展緩慢？
一位知情人士對記者表示，儲能對湖南省發(fā)電企業(yè)來說是全新領域。目前湖南省在運儲能電站3座，累計60WM，由國網投資建設運營，已租賃給不同火電企業(yè)。其他發(fā)電企業(yè)暫未涉足儲能領域，對于發(fā)電企業(yè)而言均為零起步。
但據記者了解，相比于除了缺乏經驗，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)行現行用電側峰谷分時電價，儲能獲利空間嚴重不足?！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?！币晃徊辉妇呙髽I(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，配套儲能將導致企業(yè)初始投資成本提高8%-10%；對風電項目來講，初始投資成本提高比例在15%-20%之間。
另外一個“新能源+儲能”推廣難的關鍵問題是，小時級的電化學儲能在應對風電棄風場景下作用十分有限；在大風季或連續(xù)大風日，電化學儲能在風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)大風日期間沒有機會放出，這就導致儲能電站充放電次數大為降低。
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，劣質低價的儲能流入市場，儲能行業(yè)就會出現驅逐良幣現象。”國家發(fā)改委能源研究所不愿具名人士對記者直言。
中關村儲能產業(yè)技術聯(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，低價形勢下的產品質量安全問題讓人擔憂。
“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)應判斷未來可再生能源規(guī)?；l(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的情況下，發(fā)電企業(yè)的承受力問題，尤其是風、光將全面迎來平價上網，項目經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)承擔此成本的度需要準確評估。
多位受訪專家呼吁，應從經濟性、系統(tǒng)實際需求等方面，合理制定儲能規(guī)模、容量、及具體技術方案，最大程度降低投資成本。
“在現有政策條件下，國內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，提高儲能項目經濟性?！痹婪冶硎?，但共享儲能的交易特征是1對N的關系，需要解決計量、結算，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入手，使其能夠參與調峰、調頻、黑啟動等各類服務，使儲能在為發(fā)電企業(yè)、電力用戶提供服務的同時，還能夠獲得額外渠道收益，同時秉持“誰受益、誰付費”的原則，將儲能的成本疏導至用戶端。
“‘新能源+儲能’需要深度挖掘儲能在其他應用場景的功能性應用，彌補單一靠調峰輔助服務收益不足的缺陷?！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費租賃用戶側儲能項目。
在多位業(yè)內人士看來，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，既要有應對策略，也要有充沛的信心。新能源公司、儲能廠家、設計院及科研機構、設備集成商、資方、行業(yè)聯(lián)盟、電網公司等是利益共同體，多方合作共享未來才是破局之道。
