“雙碳”目標下,新能源行業(yè)無疑迎來前所未有的景氣周期。
然而,風電、光伏作為主力的發(fā)電能源,因為本身天然隨機性、間歇性和波動性特征,隨著其裝機量的快速增長,其帶來的新能源消納問題愈加突出。
在此前提下,“新能源+儲能”的模式開始在全球范圍內(nèi)得到有效推廣,成為了解決新能源在大幅裝機下消納難題的一把鑰匙。
目前,全國已有近30個省份出臺了“十四五”新型儲能規(guī)劃或新能源配置儲能文件,大力發(fā)展“新能源+儲能”。
然而,從實際應用效果來看,至少在新能源發(fā)電側(cè)環(huán)節(jié),“新能源+儲能”的應用效果并不理想。
兩周前,在光伏行業(yè)協(xié)會召開的2023年光伏形勢與展望座談會上,與會專家們就一組數(shù)據(jù)展開探討:電化學儲能項目平均等效利用系數(shù)為12.2%,而新能源配儲的等效利用系數(shù)僅為6.1%。
有行業(yè)人士指出,6.1%這一低水平數(shù)字背后,反映出新能源側(cè)儲能并沒有如預期的那樣擔負起其本應完成的風、光消納任務。不僅如此,還成了新能源發(fā)電企業(yè)的經(jīng)濟負擔。
也正因為如此,新能源產(chǎn)業(yè)界有關取消風、光電站側(cè)強制配儲的政策呼聲不時響起。
“光伏發(fā)電站不應強制配套儲能,平衡電力余缺應由電網(wǎng)進行優(yōu)化,由個人或單個電站來平衡并不科學。”3月1日,全國人大代表、全國工商聯(lián)副主席、通威集團董事局主席劉漢元在接受包括21世紀經(jīng)濟報道記者在內(nèi)的媒體采訪時表示,再次呼吁各地方不應強制電站側(cè)企業(yè)配儲。
綜合多位行業(yè)界、專家人士意見來看,電站側(cè)儲能不但未能產(chǎn)生較好的經(jīng)濟效益,反而加重企業(yè)負擔背后,原因包含政策等多方面因素,但最根本原因在于:現(xiàn)有條件下,其本身未能找到成熟的商業(yè)模式。
樂駕能源CEO潘多昭向21世紀經(jīng)濟報道記者表示,地方規(guī)劃儲能建設的超前性、 成本擠壓下部分儲能項目的不合格率問題、現(xiàn)有電網(wǎng)調(diào)度機制下儲能應用成本過高,等三方面問題共同導致了電站側(cè)儲能利用率的低下。
中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應用分會秘書長劉勇則向記者進一步指出,新能源發(fā)電側(cè)配置儲能的商業(yè)模式如何跑通才是橫亙在行業(yè)發(fā)展路上的最大難題。“由于缺乏合理的調(diào)度機制和電價疏導機制,新能源強制配儲沒有經(jīng)濟性”——這一觀點似乎已成為行業(yè)共識。
現(xiàn)實反差
記者查閱資料發(fā)現(xiàn),6.1%——這一數(shù)字最早來自中國電力企業(yè)聯(lián)合會2022年11月14日披露的《新能源配儲能運行情況調(diào)研報告》(簡稱:“報告”)。
報告披露的更詳細數(shù)據(jù)顯示,中國電化學儲能項目的平均等效利用系數(shù)僅12.2%。其中新能源配儲能利用系數(shù)僅為6.1%,火電廠配儲能為15.3%,電網(wǎng)側(cè)儲能為14.8%,用戶儲能為28.3%,
對比發(fā)現(xiàn),相比于電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè),電站側(cè)(新能源發(fā)電側(cè))配儲能利用系數(shù)最低。
該調(diào)研報告指出,新能源側(cè)儲能的運行策略最多做到棄電期間一天內(nèi)一充一放,整體調(diào)用情況較差。
這一結(jié)果是否證明了電站側(cè)儲能建設本身沒有意義?但是,答案并非如此:新能源電站側(cè)配儲無論對上市整個新能源的消納,還是保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定都意義重大。
劉勇表示,新能源為發(fā)電側(cè)配儲有兩方面意義:“電網(wǎng)要保證自己的安全穩(wěn)定運行,新能源電力要解決消納,必須要有靈活性的資源做支撐。靈活性資源包括:電網(wǎng)靈活性改造和電站環(huán)節(jié)的配儲。
對于電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行而言,由于新能源電源的不穩(wěn)定性,不加儲能的光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)將對線路潮流、系統(tǒng)保護、電網(wǎng)經(jīng)濟運行、電能質(zhì)量和運行調(diào)度等方面產(chǎn)生諸多不利影響。
另外,從新能源消納能量備用角度,儲能系統(tǒng)可以在光伏發(fā)電不能正常運行的情況下起備用和過渡作用,如在夜間或者陰雨天,電池方陣不能發(fā)電時,儲能系統(tǒng)就起備用和過渡作用,其儲能容量的多少取決于負荷的需求。
不久前,國家電網(wǎng)有限公司副總工程師兼國網(wǎng)能源研究院有限公司執(zhí)行董事(院長)、黨委書記歐陽昌裕接受了媒體采訪,在評價新能源配儲的作用時同樣認為:新能源配置儲對于促進新能源消納、助力新型電力系統(tǒng)建設起到三個方面作用:一是有利于在高溫、寒潮等極端天氣下保障電力穩(wěn)定供應;二是有利于加大電力系統(tǒng)安全裕度,解決新能源發(fā)電的無法提供有效轉(zhuǎn)動慣量、短路容量和調(diào)頻能力的問題;三是有利于提升新能源利用率,支撐高比例新能源高效利用。
也正因新能源配儲的巨大意義。在各地大規(guī)模推進光伏、風電裝機規(guī)模增長時,近年來,新能源發(fā)電側(cè)“強制配儲”也在地方層面密集推動。2019年以來,全國已有近30個省份出臺了“十四五”新型儲能規(guī)劃或新能源配置儲能文件,其儲能政策要求儲能配置比例多在10%-20%之間。
從規(guī)模占比來說,電站側(cè)配儲在整個儲能市場格局中也舉足輕重。截至2021年底,全國儲能裝機規(guī)模達到4266萬千瓦,其中新型儲能裝機626.8萬千瓦,同比增長56.4%;新型儲能中90%為電化學儲能。截至2021年底,電源側(cè)、用戶側(cè)、電網(wǎng)側(cè)儲能裝機占比分別為49.7%、27.4%和22.9%,電源側(cè)儲能占比接近一半。
強配“雙輸”
既然新能源配儲意義重大,為何其2021年利用率僅有6.1%?又為何有眾多新能源企業(yè)呼吁取消光伏電站側(cè)強制配儲?
21世紀經(jīng)濟報道記者調(diào)查發(fā)現(xiàn),其根本原因在于電站環(huán)節(jié)巨大難以回收的成本客觀上壓制了電站的收益率,一定程度程度上阻礙了新能源的裝機。
與通威集團董事長劉漢元觀點相類似,2022年,時任全國政協(xié)委員、金風科技董事長武鋼同樣在其全國兩會的“雙碳”提案上指出:低水平的發(fā)電側(cè)儲能利用率令上游企業(yè)增加了“項目運行成本”,給企業(yè)電站建設帶來巨大成本。
通威集團董事長劉漢元在2021年全國兩會期間提交的一份關于“雙碳”議案內(nèi)容中提供的一組數(shù)據(jù)顯示,即便采用成本相對便宜的鋰電池方案,儲電成本依然達到了約0.44元/度,光伏發(fā)電的電價也差不多是0.38元/度,已經(jīng)和煤電成本持平。
劉漢元指出,相比大容量集中儲能,發(fā)電側(cè)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。
有業(yè)內(nèi)人士綜合分析指出,我國盡管不斷創(chuàng)造儲能成本市場化疏導的條件,但當下仍主要由新能源承擔儲能發(fā)展帶來的成本。在新能源、儲能都未實現(xiàn)成本快速下降的情況下,要求新能源綁定儲能可能反向影響新能源的發(fā)展,帶來“雙輸”的局面。
問題出在哪里?儲能行業(yè)“耕耘多年”的樂駕能源CEO潘多昭總結(jié)認為,有三個原因共同導致了6.1%——這一極低利用系數(shù)的出現(xiàn)以及新能源企業(yè)不愿在電站側(cè)配置儲能。
三個原因依次是:地方上,政策規(guī)劃具有超前性,有時太過超前;二是,原材料飆漲和入網(wǎng)電價擠壓下,一部分儲能項目可能存在的質(zhì)量安全性問題,由此導致電網(wǎng)不愿意調(diào)用。三是,新能源場站的儲能電力的調(diào)度的技術儲備相對不完善、結(jié)算機制不靈活、以及部分新能源儲能項目規(guī)劃建設上存在不合理現(xiàn)象帶來商業(yè)模式問題。”
先來看第一個問題。為應對新能源大幅裝機率提升帶來的新能源電力消納及電網(wǎng)穩(wěn)定性降低等問題,地方政府積極推動電站企業(yè)“電站”+“儲能”建設模式,其儲能政策要求儲能配置比例多在10%-20%之間,有地方甚至要求配儲比例高達30%。
那么,如此前置的配儲比例是否有其實際意義?
科陸電子副總工劉佳璐告訴記者,配儲要分地區(qū)、分情況討論,比如西北、北方某些區(qū)域新能源新增裝機量大,相對應的,儲能也需要更高配置比例。另外他認為,即使眼下多鋪設的儲能看起來過于前置,隨著新能源裝機占比進一步提升,其最終也將派上用場。
“從我個人的觀點來說,還是需要按現(xiàn)有的比例來執(zhí)行下去的?,F(xiàn)在看的話,可能中國目前還沒有這么大的就是調(diào)度壓力。但未來,隨著新能源裝機量占比的提高,可能只要3~5年內(nèi),電網(wǎng)調(diào)度壓力必然十分巨大,此時儲能配置必將派上用場。”劉佳璐表示。
至于部分儲能項目的質(zhì)量性問題,伴隨著近年來原材料成本上漲的巨大壓力下,問題較之以前更為突出。
一位不愿意具名的一位電網(wǎng)內(nèi)部人士向記者表示,目前,“光伏、儲能原材料價格飛漲,都在抬高電站運行成本,而后面的發(fā)電上網(wǎng)價格又被(電網(wǎng)側(cè))卡死,導致有些企業(yè)只得選擇性能較差儲能的產(chǎn)品,但這必然帶來安全隱患。電網(wǎng)也知道這一點,有些項目干脆不調(diào)用了。”
中電聯(lián)則在報告中同樣表示,在高成本壓力下,部分項目選擇了性能較差、投資成本較低的儲能產(chǎn)品,增加了安全隱患。
據(jù)統(tǒng)計,2022年1~8月,全國電化學儲能項目非計劃停機達到329次。這無疑表明,電化學儲能的安全標準、管理規(guī)范有待進一步提升。
最后也是最關鍵的問題——發(fā)電側(cè)配儲尚未走出成熟的商業(yè)模式。 商業(yè)模式考驗有以下幾點:一、中國現(xiàn)有電價體制下,平價上網(wǎng)時代,單獨依靠發(fā)電側(cè)本身的上網(wǎng)收益情況無法覆蓋電化學儲能成本。
潘多昭指出,目前鋰電儲能lcoe度電成本(平準化度電成本)在0.6-0.7元/kWh(基于每年660次充放電,也就是每天兩充兩放,6%折現(xiàn)率),而它新能源電站當前上網(wǎng)電價約為0.3-0.4元/kWh水平,這意味著每天多調(diào)用一次鋰電儲能,都將給電站的度電成本帶來巨大提升。
此外,由于中國并未走德國那種完全需求側(cè)相應電力定價的模式,售電側(cè)的整體波峰和波谷價差不大,無法覆蓋0.6元/度電的成本水平。這也導致企業(yè)并不愿意調(diào)用儲能。
二、一些依賴補貼儲能的項目,其商業(yè)模式也無法復制。劉勇指出,某地給予儲能示范項目一些政策的支撐,短期能保持儲能項目收益6%-8%,但各地政策多變,補貼的商業(yè)模式面臨隨時取消風險,也無法復制。
中國電力企業(yè)聯(lián)合會也給出了舉例,“比如近期山東儲能的容量補償標準大幅下降,企業(yè)收益受到較大影響,不利于投資決策。”
三、新能源電站廠商不具備建設、運營儲能電站能力,建設和后期運營儲能電站這塊也一定程度增加了發(fā)電成本。
劉勇表示,目前的新能源側(cè)配套建設的多數(shù)儲能項目,其實質(zhì)乃是電網(wǎng)側(cè)儲能項目。按照各地配儲要求,新能源發(fā)電企業(yè)如今不單單要建設光伏、風電電站,還要進行儲能的設計、施工、安裝、采購、運維。而儲能最重要的安全性問題也需要時刻注意。但很多電站本身并不具備這樣的技術支撐,因此新建儲能電站的成本可想而知。“電化學電芯數(shù)量龐大,儲能項目電池單體顆數(shù)的規(guī)模已經(jīng)達到萬級甚至幾十萬級,維護難度極大。”另有專業(yè)人士指出。
潘多昭最后總結(jié),多重因素交織作用下,相比于部分區(qū)域用戶側(cè)儲能已經(jīng)具備成熟商業(yè)模式,發(fā)電儲能不具備商業(yè)化推廣條件。其還表示,樂駕能源原本也曾嘗試過電網(wǎng)側(cè)儲能項目開發(fā)運營,但后來在包括成本的各項壓力下馬,最后基本上放棄了這項業(yè)務。
共享儲能
諸多因素交織作用下,正當新能源發(fā)電企業(yè)自建儲能遲遲無法實現(xiàn)成熟商業(yè)化,另一種“共享儲能”的模式應運而生。
在2021年7月份,在國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)文明確“鼓勵探索建設共享儲能”后,山東、湖南、浙江、青海、河南、內(nèi)蒙古等20多個地方能源主管部門相繼出臺配套政策,把共享儲能作為開發(fā)建設儲能電站的重要方向。
共享儲能有哪些好處?主流觀點認為,共享儲能新能源獨立配置儲能更容易形成規(guī)模優(yōu)勢,也緩解了新能源運營商的投資壓力。
劉勇認為,共享儲能是一個政府、發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)都認可和接受的一個商業(yè)模式,但尚需進一步的電價機制的支持。
劉勇介紹,共享儲能電站,意味著每家新能源電站企業(yè)不用,考慮儲能投資建設的問題,而是通過提供服務費給一家大型的儲能電站企業(yè)——這種租賃方式解決配儲的問題。其具備兩大優(yōu)點:第一風光發(fā)電企業(yè)不用考慮儲能電站投資建設的問題,便于集中資源用于主業(yè);二是,當下自建儲能電站成本過高,共享儲能可以通過均攤方式降低成本;最后,共享儲能模式也有利于公共資源的利用的最大化。
但共享儲能模式也難以解決商業(yè)模式方面的根本問題,該模式能否最終跑通也頗具爭議。
首要問題還是成本問題。“全產(chǎn)業(yè)鏈漲價給共享儲能項目建設帶來壓力,企業(yè)雖然備案了不少共享儲能項目,但鑒于上游產(chǎn)品價格高企,不少項目處于做完前期可研就停滯的狀態(tài)。”有業(yè)內(nèi)人士指出,共享儲能租賃成本較高也帶來出租率偏低,進一步造成投資成本的浪費。
潘多昭則表示,他對發(fā)電側(cè)共享儲能的前景表示看好,但當下的市場機制下,共享儲能模式還暫時難以走通。
“共享儲能可以看做把眾多小新能源電站的電力資源匯聚到一起,但它本質(zhì)還是依附在光伏和風電場站之下,電網(wǎng)調(diào)度之后,眾多小電站之間相互結(jié)算也成為問題,實際上,在最先的制度設計時,儲能電站并沒有一開始就被當成可以共享資源來調(diào)配。”潘多昭表示。
也有人士指出,“另外,每個省的市場策略、收益計費方式不一樣,需要因地制宜設計不同方案,商業(yè)模式不能快速復制,無形中提升了共享儲能項目的建設成本。
劉勇則表示,共享儲能快速發(fā)展未來可能不單靠容量的租賃以及調(diào)峰收益,未來參與電力輔助市場也可能成為其收益重心,從長遠來看,共享儲能或?qū)⒊蔀樾履茉窗l(fā)電側(cè)的主流。(21世紀經(jīng)濟報道 記者 彭碩)
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