“光伏+储能”需摆脱经济性困境

发布日期:2021-05-24· 能源高质量发展 董梓童

比如对配置储能的光伏项目。布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目。鼓励新建新能源电站配置储能。

4月21日,国家发改委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见(征求意见稿)》(以下简称“征求意见稿”)。征求意见稿提出,大力推进电源侧储能项目建设。结合系统实际需求,布局一批配置储能的系统友好型新能源电站项目,通过储能协同优化运行保障新能源高效消纳利用,为电力系统提供容量支撑及一定调峰能力。

今年以来,宁夏、青海、内蒙古、山东等地先后公开发布文件,鼓励新建新能源电站配置储能,并明确规定了新建新能源电站配置储能的相应比例。常见储能选型一般为电化学储能,配置规模在10%—20%之间。但在当前储能商业模式并不明朗的情况下,光伏EPC工程公司要承担储能电站建设支出,这无疑将增加成本,降低收益率。

一直以来,储能商业化发展需建立健全长效机制的呼声不断。在碳达峰、碳中和目标提出后,越来越多的地区推出发展“光伏+储能”的利好政策,比如对配置储能的光伏项目,原则上增加100小时计划电量,或给予0.1元/千瓦时的补贴等。但从目前来看,这些政策能否助力储能跨越经济性窘境还有待商榷。

商业模式尚不成熟

在没有明确可行的商业模式下,储能产业尚未迎来爆发式增长。

最先被大众认识的是用户侧储能。由于江浙等省份认可了峰谷电价差这一商业模式,吸引了一众储能投资商。2017年,用户侧储能新增装机规模占比一度超过50%。但好景不长,随着工商业电价下降,电化学储能成本处于高位,单纯依靠峰谷电价差这一商业模式不足以维持生计,用户侧储能很快就“沉默”下来。

2018年,电网侧储能项目加速开展,项目建设如火如荼。在电网侧储能的带动下,当年我国新增投运电化学储能装机达682.9兆瓦,同比增长464.4%,累计装机首次突破吉瓦大关。然而,2019年情况急转直下,电网侧储能项目进展缓慢,储能市场也直接由春入冬。

近几年,随着光伏累计装机规模不断提升,以及碳达峰、碳中和目标的提出,发电侧配置储能又成为行业新热词。2020年以来,全国已有超过20个地区提出“新能源+储能”配套发展政策,“新能源+储能”发展迎来元年的声音不断响起。

中国光伏行业协会名誉理事长王勃华表示,“光伏+储能”正逐渐成为优先进入市场的先决条件。早在2019年,我国就有地区提出可再生能源项目可主动配置合理的储能容量。“鼓励”“优先”等字眼频繁出现在各地的政策文件中。

虽然又迎风起,但经济性难题未解,储能产业仍处于窘境。中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华指出,目前,绝大多数新建的风光侧项目属于强配储能,虽然这一模式促进了储能的快速增长,但缺乏体现储能成本的疏导机制,强配还可能引发低价无序竞争。从商业角度来看,现有储能项目的收益模式也会遭遇市场规则变动和过剩低效电力资产的挑战。

成本投入压力大幅增加

要建构以新能源为主体的新型电力系统,储能不可或缺。中国能源研究会理事长史玉波认为,随着国家将储能产业发展和技术应用纳入国家能源发展战略,储能已成为能源互联和智能化体系下不可缺少的一部分。面对未来大规模新能源接入和消纳,储能与新能源发电、电力系统协调优化运行已成为实现碳达峰、碳中和目标的必由之路。


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