三年过去,可再生能源发电不得不接受配置储能的“命运”
发布者:lzx | 来源:南方能源观察 | 0评论 | 796查看 | 2020-07-14 18:30:07    

2020年,可再生能源强制配套储能的政策重回电力行业视线。多个省份出台政策支持配套储能的可再生能源场站优先并网,一些省份已经明确,新的风电或光伏项目必须配套储能解决方案,否则项目不予并网或延迟并网。尽管内心不太情愿,但还是有一批风电光伏项目开始招标建设配套储能设施。


但在三年前,先行者青海省却没能成功。2017年6月,青海省发改委发布了青海省当年的风电开发建设方案。这一文件在全国首次提出,各风电项目应该按照建设规模的10%配套建设储电装置。政策一公布就引起极大反弹。在风电行业强烈的反对声中,主管部门不得不妥协,储能政策从强制安装改变为鼓励风电场配套储能。


三年前青海的政策和今年多个省份的做法本质上是一样的,这种强制手段一推出总是立刻引发争议。比如一刀切的储能配比是不够科学的,一个电站应该配多少储能需要经过科学计算;比如政府部门和电网公司是否可以这样做也值得探讨。


不过,有意思的是,同样一个政策,三年前还遭到激烈反对无法实施,三年后企业却勉为其难接受了。


成本当然是一大原因。近年来电化学储能的成本稳步下降,仅从电池层面看,三年来磷酸铁锂电池包(PACK)成本就下降了一半,储能电站中的电力电子部分成本也在稳步下降。在近期的可再生能源储能招标中,EPC价格更是不断走低,有企业甚至报出了低于1.4元/wh的价格,以至于行业开始为低价竞标担忧。电化学储能已经从十年前的天价项目变为一个逐渐可以承受的选项。而及早并网可以获得一个较高的上网电价,这也使风电光伏企业愿意付出一定成本。


但这件事也暗合了一种潜在的变化,随着风力光伏发电规模的持续扩张,非水可再生能源在电力系统中的定位,以及业内对其的预期都在悄然改变。作为未来可能成为主力电源的电源品种,电力系统需要可再生能源承担更多系统平衡的责任,而风电光伏行业也会感觉到,这个任务将越来越难以推脱。


实际上,这一任务已经以一种非常低调的方式推进,也就是辅助服务市场。从2015年辅助服务市场改革起,各省的风电光伏电站逐渐开始为辅助服务付费。尽管最开始企业也不愿意,但在消纳形势面前,他们最终还是接受了这一事实。2019年西北五省开始执行比从前更加严的辅助服务“两个细则”,有风电光伏企业可能一个月要为此多支出数十万费用。


在过去的十年里,中国的风电光伏行业取得了飞跃式的进步。以光伏行业为例,过去光伏行业的价值链主要在海外,到今天中国企业几乎统治了这个行业,在全球产业链的各环节中都占有重要地位。十年来光伏发电成本已经下降八成。近期国家能源局公布了2020年光伏电站补贴竞价结果,入选项目加权平均电价为0.3720元/千瓦时,这一价格已经低于许多省份目前的燃煤标杆电价。


在政策的扶持和全行业的努力下,平价上网正在实现。走到这一步,影响可再生能源发展的将不再是成本,而是与传统能源的正面竞争以及电力系统消纳空间。


在过去,改善风电光伏的调节特性往往意味着增加发电成本,延迟平价上网的到来。真的到了平价时代,这个问题可能会迎来更好的解决时机。当然,也可能像现在配套储能项目一样,迎来更激烈的利益纷争。

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