中國儲能網(wǎng)訊：“30·60雙碳目標”的提出，加快了風電、太陽能發(fā)電等新能源的跨越式發(fā)展，但是新能源波動性和隨機性特點也成為了保障電力穩(wěn)定供應的阻礙。新型儲能電站作為一種有效平抑新能源電站出力波動的解決方案，一方面可提升可再生能源的消納比例，另一方面，可以快速響應電網(wǎng)的調(diào)峰、調(diào)頻需要。
在剛剛過去的2月份，從國家到地方共有30余項關于儲能政策的發(fā)布或征求意見，涉及頂層規(guī)劃、直接補貼、示范項目征集、現(xiàn)貨市場、輔助服務市場等方面。在資本市場上，儲能也早就被譽為下一個“萬億風口”。但形成鮮明對比的是，在光伏們的調(diào)研中，大量已投運的新能源側(cè)配套儲能淪為“擺設” 。
一邊是政策端的利好和資本端的追捧，另一邊卻是儲能僅僅是新能源電站一道并網(wǎng)的門檻。那么新能源配置儲能的意義與價值何在？
儲能元年的爆發(fā)與隱憂
2021年，被稱為是“儲能元年”。據(jù)不完全統(tǒng)計，這一年中央部委及地方發(fā)布的儲能相關文件多達200多條，但是并沒有讓儲能行業(yè)形成統(tǒng)一的發(fā)展邏輯，在諸多政策中，中央部委的政策文件更多的是以“指導性意見”為主，涉及執(zhí)行細則的配套環(huán)節(jié)尚未出臺。在地方性的政策中，“要求新能源項目按比例配置儲能”成為了普遍現(xiàn)象。截止到目前，共有20個?。ㄊ校┮笈渲脙δ?，配置比例基本不低于10%，配置時間大部分為2小時。
在政策的督導下，儲能電站的立項如「雨后春筍」般發(fā)展迅速，但是相形見絀的是已投運的儲能電站運行情況堪憂，大量的配套儲能項目處于閑置階段。對于這種現(xiàn)象，業(yè)內(nèi)人士對光伏們表示：“業(yè)內(nèi)普遍對于強配儲能的積極性并不高，更多的是為了并網(wǎng)指標去硬上儲能電站以滿足政策要求，很多企業(yè)拿了指標但并不進行實質(zhì)性建設，使得儲能項目的象征意義大于實際意義。”
“目前大部分新能源電站配儲能按照10%*2h的比例要求的，但并沒有人給出這一配置比例的依據(jù)。另一方面，已投運的儲能電站大部分為10MW/20MWh，單體規(guī)模小實際上對于電網(wǎng)的調(diào)峰調(diào)頻來說比較雞肋，很多儲能電站投運之后就一直閑置，未被電網(wǎng)公司調(diào)度過”，上述人士補充道。
在缺乏相關標準的情況下強配儲能，有業(yè)內(nèi)人士認為，在目前這種情況下，可能會帶來整個產(chǎn)業(yè)的無序發(fā)展，出現(xiàn)“劣幣驅(qū)逐良幣”的現(xiàn)象，尤其在缺乏標準的情況下，企業(yè)為了壓縮成本，造成低技術水平儲能產(chǎn)品的大規(guī)模使用，進而加劇安全風險。
任重道遠：從成本到模式
事實上，儲能電站淪為“擺設”的現(xiàn)象源于新能源配置儲能的價格疏導機制尚未完善。理論上，作為電力系統(tǒng)中的關鍵一環(huán)，儲能可以應用在“發(fā)、輸、配、用”任意一個環(huán)節(jié)，也可自組建成微電網(wǎng)系統(tǒng)。儲能在各場景的「無所不能」，也意味著儲能有著多種理論上的盈利途徑，比如電網(wǎng)側(cè)的調(diào)峰調(diào)頻、用戶側(cè)的峰谷套利。
但現(xiàn)實是“骨感”的，在市場準入上，儲能電站參與電力現(xiàn)貨交易市場的準入條件還有待明確，交易規(guī)則還有待完善。價格機制上，建立電網(wǎng)側(cè)獨立儲能電站容量電價機制也遲遲沒有下文，行業(yè)整體仍缺少完整的商業(yè)邏輯來引導社會資本進入到儲能項目中。
以一個100MW的光伏電站為例，按照新建保障性并網(wǎng)項目配儲規(guī)模不低于15%、儲能時長2小時以上；新建市場化并網(wǎng)項目時長4小時的標準，用1.5元/Wh計算儲能系統(tǒng)成本，則保障性項目初始投資成本增加0.45元/W，市場化并網(wǎng)項目需要多0.9元/W。除此之外，在運行中的折舊費、電能轉(zhuǎn)換效率損失、電池容量衰減等因素也會大大提高整個儲能電站的生命周期成本。
結(jié)合這兩年光伏產(chǎn)業(yè)供應鏈價格波動的行業(yè)背景，強配儲能對于剛剛達到“平價上網(wǎng)”的新能源企業(yè)來說，無疑是雪上加霜。
華北電力大學經(jīng)濟與管理學院教授袁家海在接受《中國新聞周刊》采訪時指出，按照目前的補償標準，企業(yè)沒有動力提供調(diào)峰服務，“怎么算都不劃算”。因為儲能電池一度電的儲存成本在0.5~0.6元，如果再加上它的運行成本和能量損耗，成本要到0.8~0.9元/kWh，大部分的調(diào)峰補償價格都比這個數(shù)字要低。
在近期發(fā)布的《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》中，提及到2025年，電化學儲能系統(tǒng)成本降低30%以上，被外界認為是新型儲能發(fā)展的政策信號。但某資深儲能行業(yè)從業(yè)人士一語中的，他認為，“降本對于儲能電站發(fā)展是一個正向推動，但并不是解決盈利問題的核心，儲能成本從前幾年的3元/Wh降到現(xiàn)在1.5元/Wh，雖然裝機變多了，但在企業(yè)眼里仍是一個包袱。根本原因還是缺少商業(yè)模式讓儲能體現(xiàn)價值。目前制約儲能行業(yè)發(fā)展的有政策、成本、以及安全這三大因素，后兩者可以總結(jié)成技術端的原因，而技術的提升離不開資金的投入，所以說解決根本問題還是需要政策來完善儲能市場的商業(yè)邏輯。”
強制儲能配套而不進行價格與成本的疏導，只能徒增新能源發(fā)電企業(yè)的負擔。新能源配套儲能之路仍然任重道遠。而在常規(guī)的發(fā)電側(cè)配儲能之外，儲能電站的應用模式也在試圖探索新的出路。
獨立共享儲能是指新能源發(fā)電企業(yè)自建或與省電力公司共建儲能電站，將獨立分散的電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲能資源進行整合，交由電網(wǎng)進行統(tǒng)一調(diào)度，以此推動源、網(wǎng)、荷各端儲能能力全面釋放，提高儲能資源利用率。獨立共享儲能電站提供長期容量權(quán)益和儲能服務租賃，建設及使用共享儲能的電力企業(yè)可以將電價發(fā)布在電力交易市場，在滿足各方自身需求的同時，實現(xiàn)多方共贏和儲能資源的最大化利用。
獨立共享儲能的優(yōu)點可以歸納為三點：一是有利于促進新能源電力消納；二是有利于縮短投資回收周期，提高項目收益率；三是有利于促進儲能形成獨立的輔助服務提供商身份。目前青海、湖南、山東等地的獨立共享儲能模式推廣較快。其中，根據(jù)數(shù)據(jù)，青海電網(wǎng)共享儲能電站累計增發(fā)新能源電量歷史首次突破1億千瓦時大關，系國內(nèi)首例，青海格爾木美滿閔行32MW/64MWh儲能電站項目也成為了國內(nèi)首個商業(yè)化運行獨立儲能電站。
但需要思考的另一層面是，“誰受益,誰付費”的市場化長效機制背后，如何均攤成本以及電網(wǎng)在其中扮演怎樣的角色，如何確保利益機制順暢且長效，這仍然涉及諸多維度的挑戰(zhàn)。
從研發(fā)示范時期到如今商業(yè)化初期，再到未來步入規(guī)模化發(fā)展，新型儲能是有著一以貫之的發(fā)展規(guī)劃的，但是如今缺少有效執(zhí)行的價格補償機制、共享儲能的可復制性等問題都在制約著新型儲能規(guī)?；l(fā)展。毫無疑問的是，新型儲能前景是光明的，但在眼下拓展新型儲能商業(yè)模式的道路上，仍需要摸更多的石頭過更多的河。
