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中和寶pos機靠譜嗎
記者 | 席菁華
編輯 | 張慧
“一個10萬千瓦的風電項目配套20%的儲能，將帶來約1.6元/瓦時的配儲能成本。共計額外花費約3200萬元，占總投資的4%-5%?！?/p>
日前，一位不愿具名的風電開發(fā)商高管向界面新聞記者給出了上述數字。在集中式風電項目中，10萬千瓦為中等規(guī)模，有的大基地項目裝機可達100余萬千瓦，那儲能投資則需達3億元以上。
“這是一筆不小的開銷?！贝魃铣杀靖咂蟆熬o箍咒”的新能源開發(fā)商，覺得“很委屈”。
他們委屈的點在于，在新能源配置儲能項目的實際推廣中，新增的儲能成本“一邊倒”地集中在新能源開發(fā)商身上。
為實現雙碳目標，中國提出構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)。但風光等新能源具有間歇、不穩(wěn)定等特性，隨著新能源裝機占比的增加，對電力系統(tǒng)靈活調節(jié)能力提出了更高要求。
儲能的作用因此突顯。儲能相當于一個大充電寶，在新能源出力高峰期吸納電力，在出力低谷期釋放電力，這降低了新能源波動對電網產生的不利影響。
“2030年中國新能源裝機要達到12億千瓦以上，屆時至少需要2億千瓦以上的儲能設施。”在4月21日舉辦的“十四五”儲能產業(yè)發(fā)展論壇上，國網綜合能源服務集團儲能事業(yè)部總經理李杰稱。
據界面新聞統(tǒng)計，今年以來，已有新疆、山東、山西、寧夏、青海、內蒙古、湖南、貴州等10余個?。▍^(qū)、市），明確要求新建的新能源電站配置相應比例的儲能裝置，其中多地明確儲能容量的大小和時長，要求可再生能源配儲規(guī)模在5%-20%之間，連續(xù)儲能時長多數為1-2小時。
根據中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟的數據，截至2020年前三季度，新增投運的電化學儲能項目中，新能源發(fā)電配套項目的裝機比重超過三分之二?？稍偕茉磦葍δ苎b機占比，已從2019年的17.4%攀升至29%，增速迅猛。
但新能源配置儲能的做法，仍面臨諸多爭議。爭議的焦點主要集中：新能源項目配儲能導致開發(fā)商成本高企，但解決消納及棄風問題的效果甚微，這是否真的有必要？配儲能政策一刀切，將導致大量的資源浪費，這是否具有合理性？
開發(fā)商該為儲能成本買單嗎？
“新能源電站配儲能，可較為直接地形成廠網友好，減少新能源并網對電網的沖擊及調峰壓力?！比A北電力大學經管學院教授、華北電力大學能源互聯(lián)網研究中心主任曾鳴告訴界面新聞。
目前行業(yè)共識是：“誰獲益，誰買單”。
曾鳴表示，新能源電站是直接受益方，通過配置儲能可以減少棄風棄光，利于提升新能源上網電量。因此，新能源電站成為買單者。
據界面新聞了解，新能源配儲能項目獲取收益的路徑，主要包括參與調峰、調頻獲得輔助服務補償，減少棄風棄光電量增加電費收入，參與電力市場交易獲得電價收益，以及削峰填谷獲得峰谷價差。
電網和用戶則為間接受益方。曾鳴表示，電網可以多調度其他出力，保證運行安全；用戶則能夠穩(wěn)定用電，使用更高品質的電力。
曾鳴對界面新聞補充道，事實上，新能源電站配置儲能后，也無法直接將成本分攤給電網和用戶，因為找不出相應的測算模型。
國網能源研究院新能源與統(tǒng)計研究所主任工程師黃碧斌對界面新聞表示，新能源快速發(fā)展增加了電力系統(tǒng)調峰需求，有必要承擔相應成本，且新能源已具備了承擔成本的兩個條件。
“此前，新能源發(fā)電的成本高，從政策支持角度，不要求它們?yōu)殡娏ο到y(tǒng)調節(jié)買單。但隨著風電、光伏的度電成本下降，配套儲能已具備一定的經濟可行性?！秉S碧斌表示。
此外，未來新能源發(fā)電將成為主力電源，應該承擔起主力電源的責任，彌補電力系統(tǒng)調節(jié)缺口。
一位不愿具名的資深電網研究人士對界面新聞稱，新能源項目配置儲能，也是發(fā)展的需要。
“這是一個過渡。”他對界面新聞表示，新能源項目配置20%的儲能，其實并不能完全解決棄電問題，而是解決了一部分的平滑波動性問題。
該人士認為，新能源企業(yè)和電網公司，均需承擔電力消納的相應責任。但按照電力系統(tǒng)一般的慣例，誰帶來的問題由誰負責解決。新能源本身的波動性帶來了消納問題，地方政府要求配置儲能，是有道理的。
目前主流的儲能形式，主要分抽水蓄能和電化學儲能等。前者的成本較低，但受制于建設周期、裝機條件受限等問題，增量有限。
上述電網研究人士認為，新能源電站單機容量小且安裝分散。在當前電力市場仍不夠完善的情況下，新能源電站配置電化學儲能，是最經濟、最適合的解決方案。
他還認為，新能源電站配置儲能，雖然一定程度上增加了新能源投資成本，但也推動了儲能產業(yè)的發(fā)展。
掏錢了卻收效甚微
“配套儲能的資金，都是開發(fā)商掏?！币晃伙L電頭部整機企業(yè)行業(yè)研究人士對界面新聞稱，新能源本身不是高利潤行業(yè)，目前剛步入平價期，利潤又被攤薄了。
他認為，新能源電站配儲能，需要充分考慮方案的經濟性。
該人士表示，目前配套了儲能裝置的項目，都是出于當地政策要求，開發(fā)商為了拿項目，想要優(yōu)先并網?！凹儗贌o奈之舉，基本不存在自愿配儲能的?！痹撊耸糠Q。
一位能源央企新能源業(yè)務負責人告訴界面新聞表示，當前市場最便宜的儲能價格為1.4元/瓦時，運行壽命為七年。按每天充放電一次，壽命期內共充放電2.55千瓦時，要收回投資，每度電需達到0.55元的價值。
“甘肅省給了儲能調峰0.5元/千瓦時的較高補貼，但依然入不敷出?！痹撊耸糠Q。
曾鳴曾撰文稱，由于各地新能源發(fā)展規(guī)模、電網結構、調峰資源缺口程度有所不同，強配儲能對新能源企業(yè)造成較大的成本壓力。
盡管電化學儲能成本呈逐年下降趨勢，但目前仍高達0.6-0.8元/千瓦時，遠高于抽水蓄能電站0.21-0.25元/千瓦時的度電成本。除安裝、運行成本外，融資成本、項目管理費等附加費用也很高。
由于補貼退坡、資金拖欠、平價上網等因素，新能源項目盈利空間逐年壓縮。目前新能源項目配置儲能，仍缺乏合理的機制和明確的投資回收渠道，企業(yè)建設積極性較低。
多位新能源開發(fā)商對界面新聞表示，零散的儲能系統(tǒng)，對解決棄風棄光問題收效甚微，但投入是巨大的。
他們認為，新能源配備儲能的價值并未體現出來，輔助服務補償也缺少長效機制。儲能配備后，電網不一定會調用；調用了能不能回收投資成本，也是未知。
其中一位民營風電開發(fā)企業(yè)管理人士對界面新聞表示，目前風電配儲能的收益只來源于電網調度的調峰電量，這部分收益較少，無法覆蓋成本。
他認為，儲能參與調峰和解決棄風問題的相關政策以及經濟模式，都有待進一步明確。
有不愿具名的風電行業(yè)專家也向界面新聞指出，多地整齊劃一強推新能源配儲能，存在“一刀切”的問題，投入的資金和減少的棄風棄光電量并不匹配。
上述風電開發(fā)企業(yè)高管也對界面新聞記者稱，新能源企業(yè)在每個項目上配置一定儲能設施，是一種巨大的浪費。正確的做法應該是通過分析有針對性地在電網適宜位置進行儲能配置。
此前，已有多位業(yè)內人士在公開場合指出，分散式配套新能源儲能的弊端。
江蘇林洋能源股份有限公司（601222.SH，下稱林洋能源）副總裁方壯志在“十四五”儲能產業(yè)發(fā)展論壇上表示，分散的新能源配套儲能無法被電網直接調度，很難獲得調峰、調頻、輔助服務等收益。
今年“兩會”期間，通威集團董事局主席劉漢元也指出，相比大容量集中儲能，發(fā)電側小容量的儲能系統(tǒng)投資建設的成本較高、充放電效率較低，客觀上不合理地推高了可再生能源的建設成本與電力價格，且先天存在無法靈活調整、整體利用率偏低的缺陷。
據界面新聞了解，電化學儲能發(fā)展尚未成熟，儲能系統(tǒng)設計、安裝、投運、驗收和后期運維，以及儲能系統(tǒng)的災后處理、電池回收等，仍沒有完善的標準和政策支撐。
在這一背景下，如果新能源項目強制配套儲能，開發(fā)商出于優(yōu)先并網及節(jié)約成本考慮，可能會使用價格低廉的產品，儲能產業(yè)或出現劣幣驅逐良幣的現象，儲能系統(tǒng)的安全性、壽命、效率等無法保證。
共享儲能或是最優(yōu)方式
根據界面新聞上述采訪，目前配置儲能的方式，成為新能源開發(fā)商的眾矢之的。
“如何在投資最少的情況下，實現儲能的最優(yōu)價值？”這是新能源開發(fā)商最關注的問題。
曾鳴對界面新聞指出，只有考慮到不同類型的儲能技術，在不同的空間和時間實現最優(yōu)布局，儲能才能在未來的新型電力系統(tǒng)當中發(fā)揮最大作用。
他認為，“共享儲能模式，是目前的最優(yōu)方式。”該模式可以實現在整個電力系統(tǒng)最優(yōu)化的情況下布局儲能，性價比較高。
林洋能源總經理方壯志在“十四五”儲能產業(yè)發(fā)展論壇上表示，集中式共享儲能具備六點優(yōu)勢，一是易于調度，二是質量可控，三是成本優(yōu)勢，四是投資回報可期，五是模式靈活，六是整合優(yōu)化。
三峽電能有限公司副總經理呂天罡也在上述會議上表示，共享儲能將獨立的儲能電站，通過電網連接進行優(yōu)化配置，可以實施精準的充放電控制，讓電力系統(tǒng)更具柔性調節(jié)能力。
曾鳴對界面新聞補充道，當前新能源配置儲能項目，普遍認為是應該配備電儲能裝置，尤其是化學電池。但分布式能源、抽水蓄能電站及一些新模式等，對能抑制新能源的波動性，應從系統(tǒng)的角度統(tǒng)籌優(yōu)化，共同參與到電力系統(tǒng)的運行調節(jié)過程中。
黃碧斌也對界面新聞表示，解決新能源的波動性和間接性，還可以通過火電機組的靈活性改造，建設抽水蓄能、開展需求側響應等措施，提高電力系統(tǒng)調節(jié)能力。
按照業(yè)內的最后預期，隨著儲能技術逐步成熟，價格實現快速下滑，新能源配置儲能的成本壓力得到釋放，最終能夠實現“新能源＋儲能”平價。
在4月24日舉辦的新能源發(fā)電運營及后市場研討會上，科華數據股份有限公司新能源事業(yè)部技術總工侯朝勇表示，中長期看，發(fā)電側儲能市場增長的推動力應是儲能系統(tǒng)成本的下降。
他提出，“十四五”時期，儲能項目盈利性一般，發(fā)電側光儲未能達到平價，功率配比低于50%；到2030年，可再生能源裝機超過火電裝機，將實現光儲平價，功率配比為50%-100%，備電時長2-4小時；到碳中和時期，功率配比達100%，備電時長達4小時。
4月21日，國家發(fā)展改革委、國家能源局就《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見（征求意見稿）》公開征求意見。
兩部委提出，將健全“新能源＋儲能”項目激勵機制，對于配套建設新型儲能的新能源發(fā)電項目，動態(tài)評估其系統(tǒng)價值和技術水平，可在競爭性配置、項目核準、并網時序等方面給予適當傾斜。
多位受訪者對界面新聞稱，這一文件對新能源及儲能行業(yè)的高效快速發(fā)展，是一大利好消息。
但也有新能源開發(fā)人士稱，“具體形成多大利好，要看具體的政策傾斜了?！?/p>
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