今年以來,新疆、山東、安徽、內(nèi)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(jīng)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(shè)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(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》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(wǎng),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(jīng)理韓一純對此表示:“在即將到來的平價上網(wǎng)時代,風(fēng)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(jīng)因此而陷入了經(jīng)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(wǎng)、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(wǎng)某省級公司新能源處一位負責(zé)人向記者表示,“在價格機制無法向終端用戶疏導(dǎo)的情況下,增配儲能要么由電網(wǎng)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(dān)。”
另有業(yè)內(nèi)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(wǎng)買單的可能性較小。
“就當(dāng)前實際情況來看,儲能投資成本僅由新能源開發(fā)商承擔(dān),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(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟政策研究經(jīng)理王思對記者說。
準(zhǔn)入標(biāo)準(zhǔn)不明 增配儲能或成“擺設(shè)”
在華北電力大學(xué)電氣與電子工程學(xué)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(chǎn)生惡性的價格競爭。“新能源開發(fā)商會采用低價中標(biāo)的方式?jīng)Q定儲能系統(tǒng)供應(yīng)商,經(jīng)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(zhǔn)入標(biāo)準(zhǔn)。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(wǎng)權(quán),只是象征性增配低質(zhì)儲能設(shè)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(nèi)專家直言,“建設(shè)低質(zhì)量儲能系統(tǒng)對儲能技術(shù)應(yīng)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(shù)與經(jīng)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(zhǔn)入標(biāo)準(zhǔn),導(dǎo)致增配的儲能設(shè)施質(zhì)量不過關(guān),這將為儲能電站帶來極大安全隱患。
政府引導(dǎo) 探索共贏商業(yè)模式是當(dāng)務(wù)之急
“儲能對于光伏、風(fēng)電的利好毋庸置疑,其可促進新能源消納,減少棄風(fēng)棄光,提高電力輸出的品質(zhì)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(jù)此前國家電網(wǎng)有限公司內(nèi)部公布的數(shù)據(jù),預(yù)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(nèi)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(guān)鍵。
“目前的‘新能源+儲能’經(jīng)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(wǎng)數(shù)字電網(wǎng)研究院有限公司經(jīng)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(guān)。“儲能電站需要結(jié)合電源結(jié)構(gòu)、電網(wǎng)結(jié)構(gòu)與運行方式,新能源出力與負荷數(shù)據(jù),以及電網(wǎng)短中長期規(guī)劃等,合理設(shè)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(jīng)濟凈現(xiàn)值。”中國電建上海電力設(shè)計院有限公司新能源部副總經(jīng)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(dǎo)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(shè)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(yīng)落實配套支持政策,如明確儲能項目定位,使其參與到調(diào)峰、調(diào)頻輔助服務(wù)市場中來,以獲得相應(yīng)回報,從而增加投資積極性。
與此同時,王思強調(diào),“新能源+儲能”成本還應(yīng)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(dǎo)。
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