被業(yè)內(nèi)詬病許久的強制配儲，大有愈演愈烈之勢。
華夏能源網(wǎng)注意到，日前，河南省發(fā)布《關(guān)于加快新型儲能發(fā)展的實施意見》，提出到2025年，全省新型儲能規(guī)模達到500萬千瓦以上，力爭達到600萬千瓦。其中，新能源項目配套儲能規(guī)模達到470萬千瓦以上，是新型儲能建設(shè)的主體。
最顯眼并引發(fā)爭議的是強制配儲條款?！兑庖姟访鞔_提出，2021年及以后風光開發(fā)方案中的新能源項目，要嚴格按照承諾的儲能配比配置儲能設(shè)施，儲能設(shè)施投運時間應(yīng)不晚于新能源項目投運時間。如未投運，電網(wǎng)不得調(diào)度和收購其電力電量。
華夏能源網(wǎng)梳理各地政策文件發(fā)現(xiàn)，包括河南在內(nèi)，全國已有24個?。ㄊ校┌l(fā)布文件要求強制配儲。相比2021年之前各地區(qū)“自愿、鼓勵配備”的措辭，現(xiàn)在的強制要求已經(jīng)“由暗轉(zhuǎn)明”。本應(yīng)是公用資源范疇的儲能設(shè)施，建設(shè)責任強行轉(zhuǎn)移到了企業(yè)肩膀上。
中國有句老話叫“強扭的瓜不甜”，強制措施雖然帶來了儲能設(shè)施的快速增長，但帶來的矛盾和問題也在一天天滋長。儲能亟需破局，當強配的儲能不再是負擔而是成為新的盈利點，配儲市場才會走的健康走的長遠。
從鼓勵到強制，好經(jīng)被念歪
上述河南省《意見》對新能源項目上網(wǎng)提出配套儲能要求，并且具有強制或半強制性要求——未配備儲能的新能源項目，會因種種原因不能并網(wǎng)。這就是典型的“強制配儲”。
類似這種強制性配儲要求，最先是由地方政府發(fā)起的，最早可追溯至2017年。
2017年，青海省發(fā)改委印發(fā)《2017年度風電開發(fā)建設(shè)方案》，要求列入規(guī)劃年度開發(fā)的風電項目按照規(guī)模的10%配套建設(shè)儲電裝置。以該文件的發(fā)布為標志，此后數(shù)年間各省市紛紛效仿，開啟了如火如荼的新能源配儲潮。
在國家層面，對新能源配儲是鼓勵但不強制的態(tài)度，其標志性文件，是國家發(fā)改委、能源局于2021年7月29日發(fā)布的《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》（發(fā)改運行〔2021〕1138號，下稱“1138號文”）。
“1138號文”指出：在電網(wǎng)企業(yè)承擔風電和太陽能發(fā)電等可再生能源保障性并網(wǎng)責任以外，仍有投資建設(shè)意愿的可再生能源發(fā)電企業(yè)，鼓勵在自愿的前提下自建儲能或調(diào)峰資源增加并網(wǎng)規(guī)模。對按規(guī)定比例要求配建儲能或調(diào)峰能力的可再生能源發(fā)電企業(yè)，經(jīng)電網(wǎng)企業(yè)按程序認定后，可安排相應(yīng)裝機并網(wǎng)。
文件還明確：“為鼓勵發(fā)電企業(yè)市場化參與調(diào)峰資源建設(shè)，超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的規(guī)模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上）配建調(diào)峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優(yōu)先并網(wǎng)。”
兩部委的文件，基本出發(fā)點是促進可再生能源消納，主基調(diào)是“鼓勵”、“自愿”，但是卻實際上讓各地方強制配儲的做法得到認可。于是，好經(jīng)被念歪，在地方演變成了新能源項目不建儲能設(shè)施就不給并網(wǎng)。
華夏能源網(wǎng)注意到，在今年年初，業(yè)內(nèi)有消息稱強配儲能問題引起了主管部門的重視，正研究叫停強配儲能政策。但截止目前，業(yè)界期待的叫停不僅沒停，還在變本加厲，看不到變化的希望。
在行業(yè)內(nèi)外，強制配儲政策遭到了很多人士的詬病。
今年兩會期間，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記者采訪時就指出：儲能不應(yīng)按照傳統(tǒng)電站的模式來建設(shè)，比如要求光伏發(fā)電站也強制配套儲能設(shè)施，“平衡電力余缺應(yīng)由電網(wǎng)進行優(yōu)化，由個人或單個電站來平衡并不科學。”
中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應(yīng)用分會秘書長劉勇則表示：新能源發(fā)電側(cè)配置儲能的商業(yè)模式如何跑通，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。”
不過，強配儲能卻實實在在的推動了儲能裝機的迅速增長，這或許也是難以在主管部門層面喊停的重要原因之一。
據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，截至2022年底，我國已投運電力儲能項目累計裝機規(guī)模59.8吉瓦，占全球市場總規(guī)模的25%，年增長率38%。新型儲能繼續(xù)高速發(fā)展，累計裝機規(guī)模首次突破10吉瓦，達到13.1吉瓦/27.1吉瓦時。
建而難用，資源浪費嚴重
在各地如火如荼推動儲能建設(shè)時，強制配儲政策造成的資源浪費問題正愈發(fā)嚴重。
從應(yīng)用場景看，發(fā)電側(cè)配儲，目的是匹配電力生產(chǎn)和消納、減輕電網(wǎng)壓力等；另一大場景在電網(wǎng)側(cè)，用于減少或延緩電網(wǎng)設(shè)備投資、緩解電網(wǎng)阻塞，以及為電力系統(tǒng)提供調(diào)峰調(diào)頻等輔助服務(wù)。這些項目功率較大，又被稱為“大儲”，以區(qū)別于戶用小功率儲能。
強制性大規(guī)模建設(shè)的儲能，究竟發(fā)揮了多大作用呢？
據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，2022年電源側(cè)的新能源配儲平均運行系數(shù)僅為0.06（日均運行1.44小時、年運行525小時）。相比之下，用戶側(cè)儲能平均運行系數(shù)最高，達到0.32（日均運行7.67小時，年運行2800小時）；電源側(cè)儲能次之，平均運行系數(shù)為0.13（日均運行3.03小時，年運行1106小時）。
新能源配儲能利用率整體都很低，這意味著大多數(shù)儲能設(shè)施淪為了擺設(shè)，是沉沒資產(chǎn)。
在第十一屆儲能國際峰會暨展覽會上，華能集團有發(fā)展管理處副處長田龍虎表示，“新能源強配儲能帶來的問題主要有兩方面，一是成本增加，二是資源浪費。”田龍虎還表示，從現(xiàn)有利用系數(shù)看，裝機規(guī)模最大的電源側(cè)儲能反而利用率最低，這不利于整個儲能行業(yè)的發(fā)展，會導致出現(xiàn)劣幣驅(qū)逐良幣的現(xiàn)象。
資源浪費的同時，強制配儲也給企業(yè)帶來沉重負擔。畢馬威在3月發(fā)布的《新型儲能助力能源轉(zhuǎn)型》報告也指出，當前新能源企業(yè)配儲成本主要由企業(yè)自身承擔，這給企業(yè)帶來較大壓力。數(shù)據(jù)顯示，一座光伏電站配建裝機量20%、時長2小時的儲能項目，初始投資將增加8%-10%；風電場配建同樣容量的儲能項目，初始投資成本將增加15%-20%。
以華能山東半島南4號海上風電項目為例，該項目總裝機容量301.6兆瓦，2021年9月，該項目首批風電機組順利并網(wǎng)。然而，按照可再生能源配儲能的要求，2021年6月，華能清潔能源技術(shù)研究院以單價1.663元/瓦時中標儲能系統(tǒng)集成，該海上風電項目陸上集控中心配置儲能一期規(guī)模為15兆瓦/30兆瓦時。這要很大一筆錢。
華能清潔能源研究院儲能技術(shù)部主任劉明義表示，目前發(fā)電集團風、光項目配儲能，更多是為了拿風、光指標，儲能實際的經(jīng)濟性貢獻幾乎為零——配了儲能后，收益率普遍降低1個百分點以上。“一方面，集團公司每年有新能源開發(fā)規(guī)模要求；另一方面，投資收益率也有硬性指標，一旦降低很難過審。這令我們進退兩難。”
更有意思的是，配儲的出發(fā)點是促進和幫助風光新能源消納，但是現(xiàn)實是，持續(xù)增加短時儲能規(guī)模，并不能帶來新能源利用率的提升。
國網(wǎng)能源院能源戰(zhàn)略與規(guī)劃研究所主任工程師張富強此前表示，在新能源高滲透率的情況下，增加日調(diào)節(jié)儲能對新能源消納的提升效用將逐漸減弱，新能源利用率將隨著儲能規(guī)模增加而趨于“飽和”。
張富強以西北某省為例測算，假設(shè)該省2025年儲能規(guī)模由0增加到800萬千瓦，這個過程中新能源利用率可以提升3.4個百分點。如果儲能規(guī)模再增加1倍至1600萬千瓦，其新能源利用率只能提升0.37個百分點。“解決新能源消納問題，不能過于依賴配建儲能，而要遵循系統(tǒng)觀念，發(fā)揮多種調(diào)節(jié)資源促消納的作用。”張富強稱。
配儲要盈利，否則難持續(xù)
強配儲能造成資源浪費、利用率低的核心，在于商業(yè)模式尚未打通。配儲只是為了拿指標，建好之后要么不用、要么用不了，這成了儲能行業(yè)的怪現(xiàn)象。
從新能源開發(fā)商們的角度出發(fā)，他們希望政策發(fā)生轉(zhuǎn)向，不再強制配儲，或者允許新能源配儲擁有更多的市場參與模式，進而拓寬盈利渠道，從而收回成本、解決儲能盈利難的問題。
目前新能源配儲盈利難、利用率低的原因之一，就是只能服務(wù)于單一的新能源場站。一名國網(wǎng)山西人士指出，目前火電在進行靈活性改造；用戶側(cè)也在進行靈活性需求響應(yīng)，如通過虛擬電廠進行調(diào)節(jié)；新能源發(fā)電量并不是每天都很大，也不是每天都消納困難。新能源配儲如果只定位于給自己服務(wù)，那可能應(yīng)用的場景、時段和需求都十分有限。
破解之道，首先是給儲能電站以獨立儲能的身份，除了能夠服務(wù)于自家場站的新能源消納，也能夠租賃出去以獲得收益，其他新能源電站如果選擇自己不配儲能，可以付費租賃其儲能容量。
華夏能源網(wǎng)注意到，早在2022年6月，國家發(fā)改委、能源局下發(fā)《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》，明確“新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場”，同時指出：“鼓勵配建新型儲能與所屬電源聯(lián)合參與電力市場。”地方政策隨后跟進。如今年5月河南省發(fā)布文件，鼓勵探索建設(shè)區(qū)域性共享的獨立儲能電站等。
然而，現(xiàn)實是，大批儲能電站仍苦于沒有身份，無法參與市場、獲取收益。用某發(fā)電企業(yè)內(nèi)部人士的話來說，電源側(cè)儲能項目就像風電、光伏的附屬品，不是獨立的市場主體，參與不了市場。這就需要創(chuàng)造條件，讓更多的儲能電站擁有身份，成為獨立儲能主體。
進而言之，若儲能電站能夠服務(wù)于整個電網(wǎng)的需求，其需求空間無疑將會得到極大的拓展。比如，只要儲能項目具備獨立的控制條件和要求，就可以參與全省調(diào)頻輔助服務(wù)，參與現(xiàn)貨市場，這樣就可以讓沉沒的資源活起來。
儲能電站參與調(diào)頻服務(wù)的市場空間巨大。以山西省為例，山西新能源裝機已達4000萬千瓦，一次調(diào)頻的需求為每天800-1000次，每次調(diào)節(jié)的里程需求約為120 MW。按照現(xiàn)有調(diào)頻市場報價，若儲能能參與一次調(diào)頻市場，約可獲得收益550萬元。
而儲能參與電力現(xiàn)貨交易，還能夠額外獲得峰谷電價價差收益。
以山東省為例，山東的獨立儲能電站有三部分收益來源：一部分是賺取發(fā)電側(cè)峰谷價差；一部分收益來自容量補償，山東給予可調(diào)節(jié)電源0.0991元/千瓦時的容量補償費用；第三部分是租賃費用。
以三峽集團所屬三峽能源慶云儲能示范項目為例，該項目造價4.4億元，2022年3月現(xiàn)貨市場充放電價差套利加上容量補償費用，月收益在200多萬元。增加租賃收益后，月收益有望達到500余萬元。
而在沒有現(xiàn)貨的省份，電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)新型儲能收益來源，主要是參與輔助服務(wù)市場收入、容量租賃等。決定輔助服務(wù)收益的兩個核心，分別是價格和利用小時數(shù)，但目前輔助服務(wù)市場機制極不完善。
總體而言，中國的新型儲能正處于從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展的關(guān)鍵轉(zhuǎn)換期，其主要障礙是需要突破儲能經(jīng)濟性問題。要跑通新能源配儲的商業(yè)模式，實現(xiàn)新能源配儲的健康可持續(xù)發(fā)展，還有很長一段路要走。
這當中極為關(guān)鍵的一環(huán)，是要將各級政府政策的強制性，與各級參與主體積極性相結(jié)合。各方有錢賺，就會積極參與；各方不賺錢而又不得不建，就只能積累矛盾與問題。解決這個難題，需要地方政府更需要電網(wǎng)企業(yè)和國家主管部門的共同努力。
