今年以來，新疆、山東、安徽、內蒙古、江西、湖南、河南等地紛紛將“新能源+儲能”納入平價發(fā)電項目優(yōu)先支持范圍。
各地力推“新能源+儲能”，本是解決新能源消納難題、促進儲能發(fā)展、拉動地方經濟的多贏之舉。但縱觀各地近期實踐，“新能源+儲能”在落地過程中，由新能源開發(fā)商一方“買單”已成默認行規(guī)。
然而，因增設儲能項目所需投資巨大，這一“多贏之舉”目前卻正讓新能源開發(fā)商們陷入左右為難的尷尬境地。
巨額投資默認由開發(fā)商“買單”引爭議
“各地發(fā)布的《關于做好2020年風電、光伏發(fā)電項目建設有關工作的通知》中，均提到優(yōu)先支持‘新能源配儲能’平價項目，這意味著只有增配儲能的新能源項目才能實現(xiàn)平價并網，看似是新能源配儲能的鼓勵政策，實際上，除了配置儲能，我們別無選擇。”一位新能源開發(fā)商在與記者交談時，言辭間透露著無奈。
合肥國軒高科動力能源有限公司儲能事業(yè)部總經理韓一純對此表示：“在即將到來的平價上網時代，風電、光伏項目的盈利空間已被壓縮，如果再額外增加配置儲能的投資，投資收益率會進一步降低。”事實上，近期不少開發(fā)商已經因此而陷入了經濟困境。
記者了解到，新能源配置儲能的費用約為200萬元/兆瓦時。以直流容量100兆瓦的光伏電站為例，若增配5—10兆瓦時的儲能，投資額就高達近1000—2000萬元，約占新能源項目總投資的近7%。
投資成本壓力下，多數(shù)新能源企業(yè)積極性并不高，主動增配儲能的開發(fā)商更是寥寥無幾。為了發(fā)展，一些企業(yè)只能“硬著頭皮干”。
增配儲能同時惠及電網、電力用戶多方，為何成本投資卻只讓新能源開發(fā)商買單？
對此，國網某省級公司新能源處一位負責人向記者表示，“在價格機制無法向終端用戶疏導的情況下，增配儲能要么由電網買單，要么由發(fā)電企業(yè)買單。新能源增配儲能是為了實現(xiàn)新能源站系統(tǒng)平衡，且新能源開發(fā)商屬新能源補貼受益方，所以這一支出目前都由新能源開發(fā)商承擔。”
另有業(yè)內人士指出，因目前儲能并未納入輸配電價范圍，增配儲能由電網買單的可能性較小。
“就當前實際情況來看，儲能投資成本僅由新能源開發(fā)商承擔，若沒有成熟的市場機制，‘新能源配儲能’模式恐難以得到長足發(fā)展。”中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟政策研究經理王思對記者說。
準入標準不明 增配儲能或成“擺設”
在華北電力大學電氣與電子工程學院副教授鄭華看來，被迫增配儲能將有可能使儲能系統(tǒng)產生惡性的價格競爭。“新能源開發(fā)商會采用低價中標的方式決定儲能系統(tǒng)供應商，經濟壓力下，成本最小化自然會成為新能源開發(fā)商的首要追求。”
事實上，盡管各地提出了可再生能源配套儲能系統(tǒng)的政策方向，但不少地方并未明確儲能準入標準。記者在采訪中了解到，一些新能源開發(fā)商為獲得優(yōu)先并網權，只是象征性增配低質儲能設備，實際并不能滿足電力系統(tǒng)的實際需要。
針對這種情況，有業(yè)內專家直言，“建設低質量儲能系統(tǒng)對儲能技術應用發(fā)展本身來講已是一種倒退，如此發(fā)展下去，儲能系統(tǒng)將淪為無用軀殼。”
從運維方面看，韓一純亦指出：“持有新能源場站的大多數(shù)新能源企業(yè)并不具備維護儲能電站的技術與經驗，增配后的儲能電站也有可能處于擱置狀態(tài)。”
“比儲能站擱置更嚴重的后果就是儲能電站存在安全隱患。”王思進一步指出，新能源場站缺少配套儲能準入標準，導致增配的儲能設施質量不過關，這將為儲能電站帶來極大安全隱患。
政府引導 探索共贏商業(yè)模式是當務之急
“儲能對于光伏、風電的利好毋庸置疑，其可促進新能源消納，減少棄風棄光，提高電力輸出的品質和可靠性，保證電力系統(tǒng)穩(wěn)定。”韓一純指出，儲能對于解決新能源消納難題作用非常重要。
根據此前國家電網有限公司內部公布的數(shù)據，預計2025年，我國新能源發(fā)電將新增裝機1.8億千瓦。屆時，需要配置儲能的額外成本將達3600億元。
此種情況下，在多位受訪的業(yè)內專家看來，為避免惡性發(fā)展，探索共贏的商業(yè)模式無疑將是“新能源+儲能”能否得到真正發(fā)展的關鍵。
“目前的‘新能源+儲能’經濟性還無法有效激勵新能源電站主動配置儲能，只有擴大獲利空間，才能實現(xiàn)良性發(fā)展。”合肥國軒高科動力能源有限公司儲能事業(yè)部總工程師王業(yè)林對記者說。
“降低或減免容量費、擴大項目利潤空間，不失為一種有效手段。”王業(yè)林進一步舉例說，一座1萬千瓦的儲能電站，其需繳納的容量電費將高達40萬元，若這一部分電費能得以降低或減免，“新能源+儲能”獲利空間將會有所提升。
此外，在南方電網數(shù)字電網研究院有限公司經理俞靖一看來，“新能源+儲能”投資成本也與儲能電站配置是否優(yōu)化緊密相關。“儲能電站需要結合電源結構、電網結構與運行方式，新能源出力與負荷數(shù)據，以及電網短中長期規(guī)劃等，合理設計容量配置。”
“就西部地區(qū)的光伏電站而言，儲能功率配置在10—20%范圍，充放電時間在4小時左右，就能達到最高經濟凈現(xiàn)值。”中國電建上海電力設計院有限公司新能源部副總經理馮云崗補充說。
王思同時建議，發(fā)展“新能源+儲能”首先要做好前瞻性規(guī)劃研究，明確引導各地區(qū)做好不同新能源發(fā)展情形下的儲能需求測算，確保增設儲能系統(tǒng)能夠得到充分利用，避免資源無效配置；其次，政府應落實配套支持政策，如明確儲能項目定位，使其參與到調峰、調頻輔助服務市場中來，以獲得相應回報，從而增加投資積極性。
與此同時，王思強調，“新能源+儲能”成本還應由受益方即各類用戶進行支付，在現(xiàn)有度電成本高于傳統(tǒng)火電成本的情況下，要推動新能源和儲能配套發(fā)展，還需價值補償。故最終要建立市場化長效機制，實現(xiàn)“綠色價值”的成本疏導。
各地力推“新能源+儲能”，本是解決新能源消納難題、促進儲能發(fā)展、拉動地方經濟的多贏之舉。但縱觀各地近期實踐，“新能源+儲能”在落地過程中，由新能源開發(fā)商一方“買單”已成默認行規(guī)。
然而，因增設儲能項目所需投資巨大，這一“多贏之舉”目前卻正讓新能源開發(fā)商們陷入左右為難的尷尬境地。
巨額投資默認由開發(fā)商“買單”引爭議
“各地發(fā)布的《關于做好2020年風電、光伏發(fā)電項目建設有關工作的通知》中，均提到優(yōu)先支持‘新能源配儲能’平價項目，這意味著只有增配儲能的新能源項目才能實現(xiàn)平價并網，看似是新能源配儲能的鼓勵政策，實際上，除了配置儲能，我們別無選擇。”一位新能源開發(fā)商在與記者交談時，言辭間透露著無奈。
合肥國軒高科動力能源有限公司儲能事業(yè)部總經理韓一純對此表示：“在即將到來的平價上網時代，風電、光伏項目的盈利空間已被壓縮，如果再額外增加配置儲能的投資，投資收益率會進一步降低。”事實上，近期不少開發(fā)商已經因此而陷入了經濟困境。
記者了解到，新能源配置儲能的費用約為200萬元/兆瓦時。以直流容量100兆瓦的光伏電站為例，若增配5—10兆瓦時的儲能，投資額就高達近1000—2000萬元，約占新能源項目總投資的近7%。
投資成本壓力下，多數(shù)新能源企業(yè)積極性并不高，主動增配儲能的開發(fā)商更是寥寥無幾。為了發(fā)展，一些企業(yè)只能“硬著頭皮干”。
增配儲能同時惠及電網、電力用戶多方，為何成本投資卻只讓新能源開發(fā)商買單？
對此，國網某省級公司新能源處一位負責人向記者表示，“在價格機制無法向終端用戶疏導的情況下，增配儲能要么由電網買單，要么由發(fā)電企業(yè)買單。新能源增配儲能是為了實現(xiàn)新能源站系統(tǒng)平衡，且新能源開發(fā)商屬新能源補貼受益方，所以這一支出目前都由新能源開發(fā)商承擔。”
另有業(yè)內人士指出，因目前儲能并未納入輸配電價范圍，增配儲能由電網買單的可能性較小。
“就當前實際情況來看，儲能投資成本僅由新能源開發(fā)商承擔，若沒有成熟的市場機制，‘新能源配儲能’模式恐難以得到長足發(fā)展。”中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟政策研究經理王思對記者說。
準入標準不明 增配儲能或成“擺設”
在華北電力大學電氣與電子工程學院副教授鄭華看來，被迫增配儲能將有可能使儲能系統(tǒng)產生惡性的價格競爭。“新能源開發(fā)商會采用低價中標的方式決定儲能系統(tǒng)供應商，經濟壓力下，成本最小化自然會成為新能源開發(fā)商的首要追求。”
事實上，盡管各地提出了可再生能源配套儲能系統(tǒng)的政策方向，但不少地方并未明確儲能準入標準。記者在采訪中了解到，一些新能源開發(fā)商為獲得優(yōu)先并網權，只是象征性增配低質儲能設備，實際并不能滿足電力系統(tǒng)的實際需要。
針對這種情況，有業(yè)內專家直言，“建設低質量儲能系統(tǒng)對儲能技術應用發(fā)展本身來講已是一種倒退，如此發(fā)展下去，儲能系統(tǒng)將淪為無用軀殼。”
從運維方面看，韓一純亦指出：“持有新能源場站的大多數(shù)新能源企業(yè)并不具備維護儲能電站的技術與經驗，增配后的儲能電站也有可能處于擱置狀態(tài)。”
“比儲能站擱置更嚴重的后果就是儲能電站存在安全隱患。”王思進一步指出，新能源場站缺少配套儲能準入標準，導致增配的儲能設施質量不過關，這將為儲能電站帶來極大安全隱患。
政府引導 探索共贏商業(yè)模式是當務之急
“儲能對于光伏、風電的利好毋庸置疑，其可促進新能源消納，減少棄風棄光，提高電力輸出的品質和可靠性，保證電力系統(tǒng)穩(wěn)定。”韓一純指出，儲能對于解決新能源消納難題作用非常重要。
根據此前國家電網有限公司內部公布的數(shù)據，預計2025年，我國新能源發(fā)電將新增裝機1.8億千瓦。屆時，需要配置儲能的額外成本將達3600億元。
此種情況下，在多位受訪的業(yè)內專家看來，為避免惡性發(fā)展，探索共贏的商業(yè)模式無疑將是“新能源+儲能”能否得到真正發(fā)展的關鍵。
“目前的‘新能源+儲能’經濟性還無法有效激勵新能源電站主動配置儲能，只有擴大獲利空間，才能實現(xiàn)良性發(fā)展。”合肥國軒高科動力能源有限公司儲能事業(yè)部總工程師王業(yè)林對記者說。
“降低或減免容量費、擴大項目利潤空間，不失為一種有效手段。”王業(yè)林進一步舉例說，一座1萬千瓦的儲能電站，其需繳納的容量電費將高達40萬元，若這一部分電費能得以降低或減免，“新能源+儲能”獲利空間將會有所提升。
此外，在南方電網數(shù)字電網研究院有限公司經理俞靖一看來，“新能源+儲能”投資成本也與儲能電站配置是否優(yōu)化緊密相關。“儲能電站需要結合電源結構、電網結構與運行方式，新能源出力與負荷數(shù)據，以及電網短中長期規(guī)劃等，合理設計容量配置。”
“就西部地區(qū)的光伏電站而言，儲能功率配置在10—20%范圍，充放電時間在4小時左右，就能達到最高經濟凈現(xiàn)值。”中國電建上海電力設計院有限公司新能源部副總經理馮云崗補充說。
王思同時建議，發(fā)展“新能源+儲能”首先要做好前瞻性規(guī)劃研究，明確引導各地區(qū)做好不同新能源發(fā)展情形下的儲能需求測算，確保增設儲能系統(tǒng)能夠得到充分利用，避免資源無效配置；其次，政府應落實配套支持政策，如明確儲能項目定位，使其參與到調峰、調頻輔助服務市場中來，以獲得相應回報，從而增加投資積極性。
與此同時，王思強調，“新能源+儲能”成本還應由受益方即各類用戶進行支付，在現(xiàn)有度電成本高于傳統(tǒng)火電成本的情況下，要推動新能源和儲能配套發(fā)展，還需價值補償。故最終要建立市場化長效機制，實現(xiàn)“綠色價值”的成本疏導。
