“十三五”以來，新能源發(fā)展迅速，截至2019年底，裝機規(guī)模達4.38億千瓦，其中風(fēng)電累計并網(wǎng)裝機2.1億千瓦，占全部電源總裝機容量的10.4%，太陽能發(fā)電累計裝機容量達到2.05億千瓦，占全部電源總裝機容量的10.2%。隨著我國新能源發(fā)電規(guī)模持續(xù)擴大，消納壓力與日俱增，近年來出臺的一系列政策，均直指消納沉疴。去年首次被按下“暫停鍵”的儲能，今年乘勢而上，大有“強嫁”新能源之勢。
新能源配儲能現(xiàn)狀
今年以來，多個省市能源主管部門相繼發(fā)布暫停新增風(fēng)、光新能源項目的年度計劃，并明確將新能源發(fā)電配套儲能作為當(dāng)?shù)匦履茉磧?yōu)先開發(fā)的重要條件。雖然文件未明確體現(xiàn)強制，但卻陷入了“看破不說破”，“不可言傳只可意會”的局面。
國家層面政策頻發(fā)
5月19日，國家能源局發(fā)布的《關(guān)于建立健全清潔能源消納長效機制的指導(dǎo)意見（征求意見稿）》中，對加快形成有利于清潔能源消納的電力市場機制、全面提升電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力、著力推動清潔能源消納模式創(chuàng)新方面，都提出“鼓勵推動電儲能建設(shè)和參與”，以此促進清潔能源高質(zhì)量發(fā)展。從征求意見稿中也可以看出，國家層面非常關(guān)注并看好儲能對清潔能源消納及電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)的重要作用。
6月5日，國家能源局關(guān)于印發(fā)《2020年能源工作指導(dǎo)意見》提出，要加大儲能發(fā)展力度，研究實施促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的政策，積極探索儲能應(yīng)用于可再生能源消納、電力輔助服務(wù)、分布式電力和微電網(wǎng)等技術(shù)模式和商業(yè)模式。
6月18日國家發(fā)改委、能源局印發(fā)《關(guān)于做好2020年能源安全保障工作的指導(dǎo)意見》，要求提高電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，推動儲能技術(shù)應(yīng)用，鼓勵電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)儲能應(yīng)用，鼓勵多元化的社會資源投資儲能建設(shè)。
地方層面力度更甚
今年以來，內(nèi)蒙古、青海等多個省份的光伏競爭方案要求中，配置儲能項目已成為重要的技術(shù)評審條件，湖北等消納條件好的地區(qū)也對后續(xù)項目發(fā)展提出配置儲能的預(yù)期要求。在多省提出鼓勵新能源發(fā)電配置儲能的政策下，已有十多家發(fā)電集團企業(yè)共發(fā)布30余項光伏儲能、風(fēng)電儲能或風(fēng)光儲項目招標(biāo)詢價，其中新增平價、競價項目占比較大，涉及儲能規(guī)模超過37萬千瓦。
內(nèi)蒙古印發(fā)《2020年光伏發(fā)電項目競爭配置方案》，明確優(yōu)先支持“光伏+儲能”建設(shè)，光伏電站儲能容量不低于5%、儲能時長在1小時以上。針對風(fēng)電場，內(nèi)蒙古積極推動烏蘭察布市600萬千瓦風(fēng)電基地及配套儲能設(shè)施建設(shè)。
新疆兩年內(nèi)發(fā)布3個發(fā)電側(cè)儲能政策，其中今年就連發(fā)2個，《新疆電網(wǎng)發(fā)電側(cè)儲能管理辦法（征求意見稿）》鼓勵發(fā)電、售電、電力用戶、獨立輔助服務(wù)供應(yīng)商等投資建設(shè)電儲能設(shè)施，要求儲能容量在10兆瓦/20兆瓦時以上；《關(guān)于做好2020年風(fēng)電、光伏發(fā)電項目建設(shè)有關(guān)工作的通知》要求，組織新能源企業(yè)參與電力市場化交易和儲能設(shè)施建設(shè)。在《關(guān)于組織申報2020年國家補貼光伏發(fā)電項目的通知》中，也明確將配置儲能項目作為重要的技術(shù)評審條件。
湖南印發(fā)的《關(guān)于組織申報2020年光伏發(fā)電平價上網(wǎng)項目的通知》中明確擬新建平價項目，單個項目規(guī)模不超過10萬千瓦，鼓勵同步配套建設(shè)儲能設(shè)施。
湖北印發(fā)《湖北省2020年平價風(fēng)電項目競爭配置工作方案》，要求風(fēng)儲項目配備的儲能容量不得低于配置容量10%，且必須與風(fēng)電項目同時建成投產(chǎn)，以滿足儲能要求。在項目配置中，對介入同一變電站的風(fēng)儲和光伏發(fā)電項目，優(yōu)先配置風(fēng)儲項目。
吉林發(fā)布的《吉林省2020年風(fēng)電和光伏發(fā)電項目申報指導(dǎo)方案》明確大力支持為落戶吉林儲能、氫能等戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)及裝備制造業(yè)等有帶動作用的項目。
遼寧發(fā)布的《遼寧風(fēng)電項目建設(shè)方案》，優(yōu)先考慮附帶儲能設(shè)施，有利于調(diào)峰項目。
青海印發(fā)的《關(guān)于加強推動5G產(chǎn)業(yè)發(fā)展的實施意見》中，提出強化電力資源保障，公變區(qū)域內(nèi)新增基層站采用直供電，更多使用新能源儲能電力。而早在2017年青海就印發(fā)《青海省2017年度風(fēng)電開發(fā)建設(shè)方案的通知》，明確2017年青海規(guī)劃330萬千瓦風(fēng)電項目，各項目須按照建設(shè)規(guī)模的10%配套建設(shè)儲電裝置，儲電設(shè)施總規(guī)模33萬千瓦。
河南印發(fā)的《關(guān)于組織開展2020年風(fēng)電、光伏發(fā)電項目建設(shè)的通知》，明確暫停各類新能源增量項目，優(yōu)先支持已列入以前年度開發(fā)方案的存量風(fēng)電項目自愿轉(zhuǎn)為平價項目，優(yōu)先支持配置儲能的新增平價項目。國網(wǎng)河南省電力公司也在《關(guān)于2020年申報平價風(fēng)電和光伏發(fā)電項目電網(wǎng)消納能力的報告》中提出，建議今后新納入政府開發(fā)方案的風(fēng)電、光伏發(fā)電項目應(yīng)配置足夠的儲能設(shè)施提高調(diào)峰能力。
除以上省份外，山東、江西、安徽等省份也都出臺相應(yīng)政策，不同程度推進儲能在發(fā)電側(cè)，尤其在新能源發(fā)電側(cè)的應(yīng)用。同時國網(wǎng)山西省電力公司則要求接入35千伏及以上電壓等級的風(fēng)電場、光伏電站進行一次調(diào)頻改造，新投產(chǎn)的新能源場站必須具備一次調(diào)頻功能才能并網(wǎng)運行。而改造的方式包括保留有功備用和配置儲能設(shè)備兩種，不少新能源企業(yè)出于發(fā)電規(guī)?？紤]優(yōu)先選擇配置儲能。
當(dāng)前面臨的問題
“新能源+儲能”或?qū)⒊蔀?/strong>行業(yè)的發(fā)展趨勢，然而新能源平價在即，如此規(guī)模化推進配套儲能，卻缺乏配套政策的指引和監(jiān)管，也將導(dǎo)致新能源企業(yè)和儲能產(chǎn)業(yè)出現(xiàn)一系列問題。
平價在即，投資壓力大
今年1月，國家財政部、國家發(fā)改委、能源局聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于非水可再生能源發(fā)電健康發(fā)展的若干意見》、《可再生能源電價附加補助資金管理辦法》，進一步規(guī)范了可再生能源電價補貼資金的使用管理，降低補貼強度和范圍，推進風(fēng)電、光伏發(fā)電向平價上網(wǎng)過渡。在電力市場改革不斷深化推進的過程中，新能源企業(yè)不僅面臨電價整體下降和平價上網(wǎng)的形勢，還需要應(yīng)對補貼嚴重滯后的困境，可謂掙扎在“溫飽線”。
按照部分地方要求的配套5%～20%的儲能，新能源項目投資成本勢必進一步增加，企業(yè)的投資收益率難以得到保障，如按照內(nèi)蒙古此前發(fā)布的《2020年光伏發(fā)電項目競爭配置方案（征求意見稿）》中提到的2020年擬定1.4吉瓦光伏電站支持配套儲能容量不低于5%進行簡單測算，按200萬元/兆瓦時計算，1.4吉瓦光伏電站配備儲能所需額外支持費用約為1.4億元。對于陸上風(fēng)電開發(fā)而言，高風(fēng)速地區(qū)可開發(fā)的資源所剩無幾，低風(fēng)速地區(qū)對風(fēng)電技術(shù)要求更高，風(fēng)機造價、風(fēng)電項目千瓦造價下降空間非常有限，再增配儲能，其投資回收壓力驟增，按20%的儲能設(shè)置配套粗略測算，風(fēng)電場的千瓦造價將增加200～300元。由此可見，配儲能的新能源項目經(jīng)濟性主要受到儲能成本、上網(wǎng)電價、年利用小時等因素的影響,強配儲能勢必帶來額外成本，對于平價在即的新能源企業(yè)而言，可謂雪上加霜。
強配儲能，后遺癥初顯
在風(fēng)電、光伏行業(yè)將全面迎來平價上網(wǎng)之際，新能源企業(yè)對項目經(jīng)濟收益更為審慎，強配儲能后的經(jīng)濟效益，直接影響投資與否，而“花最少的錢辦最多的事”成為強配儲能后，新能源企業(yè)不得已而為之的選擇。
根據(jù)當(dāng)前新能源配儲能項目招標(biāo)情況來看，均對供應(yīng)商業(yè)績方面有要求，使得很多儲能企業(yè)不斷降低價格以求中標(biāo)，實現(xiàn)業(yè)績積累。今年初以來，新能源配儲能項目開標(biāo)價格持續(xù)走低，半年時間從最初的2.65元/瓦時降至1.65元/瓦時，儲能招標(biāo)價格戰(zhàn)大有愈演愈烈的態(tài)勢。與傳統(tǒng)抽水蓄能電站的度電成本（約0.21～0.25元/千瓦時）相比，雖然電化學(xué)儲能成本呈逐年下降趨勢，但其度電成本仍居高不下，鋰離子電池儲能系統(tǒng)度電成本為0.6～0.8元/千瓦時，此外電化學(xué)儲能的融資及管理成本也很高。在當(dāng)前電化學(xué)儲能技術(shù)水平下，低價競標(biāo)很可能是以犧牲質(zhì)量和安全為代價。據(jù)了解，項目招標(biāo)過程中，已經(jīng)暴露出諸如系統(tǒng)容量虛標(biāo)虛報、偷工減料以滿足招標(biāo)要求的問題，這無疑為安全運行埋下一顆定時炸彈。
未來之路任重道遠
一是政策扶持，穩(wěn)步有序推進。
在新能源發(fā)電側(cè)配儲能，需綜合考慮電源類型、裝機結(jié)構(gòu)、電網(wǎng)情況，進行新能源側(cè)儲能綜合經(jīng)濟效益和配置比例的評估測算，不能簡單粗暴地“一刀切”，要避免因為強配儲能造成不必要的投資浪費。從電源類型來看，光伏比風(fēng)電對配套儲能需求高，且從度電成本角度考慮，配套儲能光伏比風(fēng)電更具有經(jīng)濟性；從電源結(jié)構(gòu)看，北方區(qū)域調(diào)峰能力強于南方區(qū)域，配套儲能需求南方則高于北方，因此新能源配儲能“一省一策”，乃至“一場（場站）一策”不為過。
二是提高準(zhǔn)入門檻，保安全促提升。目前新能源側(cè)配儲能，主要以電化學(xué)儲能為主，自2010年，我國開始制定電力儲能有關(guān)標(biāo)準(zhǔn)以來，已發(fā)布或報批電儲能相關(guān)的國家和行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)27項，團體標(biāo)準(zhǔn)29項，其中，針對電化學(xué)儲能的國家標(biāo)準(zhǔn)已發(fā)布7項、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)已發(fā)布2項。從新能源配儲能項目技術(shù)升級和安全性考慮，亟需出臺新能源側(cè)儲能調(diào)用、電池衰減容量相關(guān)的標(biāo)準(zhǔn)，提升儲能行業(yè)門檻，確保安全根基牢固。同時，除儲能設(shè)備本身的標(biāo)準(zhǔn)化外，還應(yīng)加強評價監(jiān)督的力度，實現(xiàn)對核心部件從仿真建模、可行性分析、價值判斷、測試運行全過程的技術(shù)監(jiān)督檢驗，確保儲能系統(tǒng)安全可靠運行，避免出現(xiàn)因惡意低價中標(biāo)而帶來的安全隱患。
三是協(xié)同發(fā)展，建立健全市場機制。對新能源發(fā)電和儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展而言，要實現(xiàn)健康可持續(xù)發(fā)展，最終需要建立健全市場機制，用“看不見的手”來帶動產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。進一步完善調(diào)峰補償機制，加快推進電力調(diào)峰輔助服務(wù)、備電及需求側(cè)響應(yīng)服務(wù)，以及電力現(xiàn)貨市場交易提高利用率，增加儲能的收益。探索新的商業(yè)運營模式，將儲能與配額制、綠證交易相結(jié)合，提高綠色電力認證權(quán)重，實現(xiàn)新能源與儲能在新交易模式下的配套。把儲能的應(yīng)用價值直接充分體現(xiàn)出來，而不是僅僅依附于電力系統(tǒng)電網(wǎng)側(cè)、發(fā)電側(cè)，抑或用戶側(cè)任何一方來得以生存，融合發(fā)展才是正道。
本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2020年7期，作者供職于中國大唐集團新能源股份有限公司
