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新能源和儲能“拉郎配”,成本難題怎么破

作者:仝曉波 張勝杰 來源:中國城市能源周刊 發布時間:2020-04-19 瀏覽:
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中國儲能網訊:近年來,隨著我國新能源發電規模持續擴大,消納壓力與日俱增。特別是今年一季度以來,受疫情影響,棄風、棄光率亦有所抬升。近期,各地新能源發展思路普遍開始強調由“重建設、輕消納”向“輕建設、重消納”轉變,與此同時,儲能再次被納為促進新能源消納的標配舉措。

記者獲悉,今年以來,已有多個省市能源主管部門相繼發布暫停新增風、光新能源項目的年度計劃。近期,河南、湖南、內蒙古、新疆等地密集出臺文件,一致明確將配置儲能的新能源項目列入優先支持范圍。

就在去年首次被按下“暫停鍵”的儲能事業,再次被推上發展的風口浪尖。被廣為看好的儲能發展為何如此“戲劇”起伏?記者就此進行了調研采訪。

多地刮起新能源標配儲能“風”

“在平價風電項目中,優先支持配置儲能的新增平價項目。”近日,河南發改委印發《關于組織開展2020年風電、光伏發電項目建設的通知》中提出明確要求。河南是近期繼新疆、山東、安徽、內蒙古、江西、湖南之后,第七個將“新能源+儲能”列入優先支持范圍的省份。

此前在3月23日,國網湖南省電力有限公司下發《關于做好儲能項目站址初選工作的通知》(下稱《通知》)。《通知》稱,為解決新能源消納問題,經多方協調,已獲得三峽新能源、三一中能、華能湖南清潔能源公司等28家企業承諾配套建設新能源儲能項目,新能源儲能項目總計388.6MW/777.2MWh,與風電項目同步投產,配置比例為20%。

湖南作為在國內風電技術領域具有獨特優勢的省份,多年來一直非常重視風電發展。截至2019年底,全省累計建成并網風電項目裝機容量427萬千瓦,在非水可再生能源中占比最高。

根據國網湖南經研院發布的數據,預計到2021年,全省風電裝機規模將達800萬千瓦。若按上述新增項目+20%儲能的配置比例執行,屆時風電配套儲能的規模無疑將持續擴大。

3月25、26日,新疆、內蒙古相繼發布《關于做好2020年風電、光伏發電項目建設有關工作的通知(征求意見稿)》、《2020年光伏發電項目競爭配置方案》,不約而同提出“優先支持光伏+儲能項目建設”。

其中新疆提出,積極推進新能源并網消納,組織新能源企業參與電力市場交易和儲能設施建設,重點推進阜康、哈密等抽水蓄能電站建設,積極推進阿克陶、阜康二期、達坂城等抽水蓄能電站規劃及前期論證工作;繼續推進南疆光伏儲能等光伏側儲能和新能源匯集站集中式儲能試點項目建設。

內蒙古則提出光伏電站儲能容量不低于5%、儲能時長在1小時以上。針對風電場,內蒙古積極推動烏蘭察布市600萬千瓦風電基地及配套儲能設施建設。

從上述幾個省的政策文件不難發現,鼓勵電源企業建設儲能設施,以消除新能源消納障礙被各地給予厚望。

新能源配備儲能成大勢

儲能系統與光伏、風電等間歇性可再生能源相結合的應用形式,具有平抑可再生能源發電波動、跟蹤發電計劃出力、電量時移等作用。因此,一直被視為醫治棄風和棄光頑疾的“良藥”。而儲能與可再生能源相結合,已成為全球儲能領域發展的重要方向之一。

“儲能不僅能夠緩解新能源棄電率,還可以參與調峰。因此,我們新疆維吾爾自治區從上到下都十分支持儲能的發展。”新疆發改委知情人士對記者說。

“風電、光伏本身具有不可控性,加之新能源出力正好和用電高峰相反。”在中國光伏行業協會副秘書長王世江看來,給新能源項目配備儲能,已是大勢所趨。

“根據國家二次能源消耗的規劃,到2050年火電比例要下降到50%以下,如果風光新能源的發電比例達到20%,儲能將成為可再生能源發電占比較大區域的必然選擇。”有業內人士分析稱。

該人士進一步分析指出,隨著智慧能源的推廣,智能調度給電源供給側提出了更高的要求,要做到電源隨要隨有,同時盡最大可能減少風光水的丟棄,儲能確實是不二之選,這也是儲能存在的重要意義。

缺乏合理機制“標配”恐難落地

近年來,我國儲能產業的發展曾一路高歌猛進,其中電化學儲能表現最為突出。

然而,讓人印象深刻的是,去年國家電網曾兩度明確叫停電網側電化學儲能項目。去年年底,新疆發改委亦叫停了多達31個新能源發電側儲能項目,僅保留了5個試點項目。2019年因此被視為儲能發展進入“寒冬”的轉折年。

談及緣何取消諸多新能源發電側儲能項目,上述新疆發改委知情人士對記者說:“主要是到了供暖季時,很多企業拿到項目之后并沒有開動。為了保證示范項目的嚴肅性,我們叫停了那些項目。今年上半年,我們將會出臺一些輔助服務的規則,進一步促進儲能在新疆的發展。”

然而,談及不少儲能項目緣何“圈”而不建,多位受訪人士直指,成本偏高致儲能項目缺乏經濟性是主因。

公開數據顯示,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/kWh,遠高于抽水蓄能電站0.21—0.25元/kWh的度電成本。安裝、運行成本之外,融資成本、項目管理費等附加費用也很高。

儲能系統雖然在提高風電接入能力方面能夠“幫大忙”,但配儲能設備的成本由誰來出,成為這一模式是否能夠順利推行的關鍵。

就湖南而言,為新能源項目標配儲能的積極舉措,對于已陷入低谷的儲能行業而言,無疑是一劑“強心針”,但復雜的經濟賬卻足以讓風電開發商們陷入進退兩難的尷尬境地。

有測算指出,儲能建設費用按1MWh200萬元計算,《通知》中所述配套儲能設備所需額外支持費用高達15.5億元。

業內人士指出,在被要求配套20%的儲能承諾后,風電投資成本進一步增高,已經很難滿足投資收益率的要求,將嚴重挫傷風電企業的投資積極性。“儲能目前還處于大規模推廣的初期,需要給予一定支持。”王世江坦言。

業內普遍認為,若缺乏合理的機制和明確的投資回收路徑,儲能在新能源領域的應用未必能夠達到預期。“稍有不慎,就會變成新疆‘100小時’(新疆發改委2019年印發《關于在全疆開展發電側儲能電站建設試點的通知》指出,配置儲能電站的光伏項目,原則上增加100小時計劃電量。——編者注)的翻版,很難落地執行。”

中國電力工程顧問集團華東電力設計院智慧能源研究室主任吳俊宏近期就表示,如果缺乏合理的機制和明確的投資回收邏輯,可再生能源發電側儲能的推行必定困難重重。

在吳俊宏看來,強配對儲能產業來講未必是好事,因為沒有買單機制,開發商只愿意花更少的錢來解決問題。

有儲能相關從業者認為,儲能要想像光伏、風電一樣快速發展,需要國家的補貼政策扶持。如果要強推儲能,必須出臺相應的補貼機制、獎勵機制,否則很難落地執行。

王世江亦建議,在儲能發展的初期,國家如能給予一定電價政策支持,對提升企業積極性、實現平穩發展,進而讓儲能產業實現良性循環發展會有很大幫助。

關鍵字:發電側儲能

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