繁荣背后尚存隐忧!叫停“新能源强制配储”呼声再起
发布者:admin | 来源:中国能源报 卢奇秀 | 0评论 | 1633查看 | 2023-04-24 13:15:14    

新能源强制配储政策带来了储能市场的繁荣,但一配了之、配而不用等矛盾也日益凸显,储能的实际价值大打折扣。


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▲图:视觉中国


作为电力系统的充电宝——储能可以在弃风、弃光时削峰填谷,提升电力系统灵活性和可靠性。在高比例可再生能源消纳压力下,储能被视为应对新能源大规模并网和消纳的重要手段,是构建新型能源体系不可或缺的关键技术。目前,超过20个省市要求新能源项目配置10%—20%、时长1—4小时的储能,并将其作为可再生能源并网或核准的前置条件。此举催热储能市场的同时,也加重了发电企业的负担。新能源配储等效利用系数仅为6.1%,花大价钱建设的储能项目白白沦为摆设。


一配了之、配而不用,新能源强配储能的合理性备受质疑。业内多次呼吁,新能源配储不能简单“一刀切”,应停止强制措施,配不配、怎么配交给市场选择。知情人士日前向《中国能源报》记者证实,这一呼声此次得到了主管部门的高度重视,相关部门正在研究叫停新能源强制配储政策,优化储能调度运行机制,切实让储能发挥出价值。


政策带来储能规模化市场


新能源强制配储从何而来?早在2017年,青海省发改委印发《2017年度风电开发建设方案》,要求列入规划年度开发的风电项目按照规模的10%配套建设储电装置。2019年,我国首个真正意义上的“风电+储能”项目——鲁能海西州多能互补集成优化示范工程50兆瓦/100兆瓦时的磷酸铁锂电池储能项目投入运行。


从2020年开始,国家层面出台多项政策意见,明确建立健全清洁能源消纳长效机制,鼓励送端地区全网优化水电、风电、光伏、储能等电源配置。提高电力系统调节能力,推动储能技术应用,鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用,鼓励多元化的社会资源投资储能建设。各省区市政府、电网在执行过程中,进一步对储能配置规模、时长等因素提出明确要求,多地“一刀切”将配建储能作为新能源建设的前置条件,由鼓励引导到强制配储,原本心照不宣的并网规则“由暗转明”。比如,湖南28家企业承诺配套新能源项目总计建设388.6兆瓦/777.2兆瓦时储能设备,与风电项目同步投产,配置比例为20%左右;辽宁明确优先考虑附带储能设施,有利于调峰的风电项目。


在政策的带动下,2020年“新能源+储能”驶入发展元年,当年电化学储能项目的装机规模逆势上升,达到4.7吉瓦,超过2019年新增投运规模的1.6倍。储能自此驶入发展快车道。


中关村储能产业技术联盟统计数据显示,截至2022年底,我国已投运电力储能项目累计装机规模59.8吉瓦,占全球市场总规模的25%,年增长率38%。新型储能继续高速发展,累计装机规模首次突破10吉瓦,达到13.1吉瓦/27.1吉瓦时。全国已有26个省市规划了“十四五”时期新型储能的装机目标,总规模接近67吉瓦。


繁荣背后尚存隐忧


储能市场火热的背后,既有客观需求,也有跟风成分。


华北电力大学教授郑华对《中国能源报》记者表示,新能源强配储能主要出于两方面考量:“十四五”期间,随着新能源占比的增加,多数省区电网会出现短时调峰缺口,需要储能发挥支撑作用;在“双碳”目标及经济环境压力下,新能源成为地方政府炙手可热的经济抓手,储能重要性凸显。


然而,现阶段储能究竟发挥了多大作用,却颇受质疑。2022年11月,中国电力企业联合会发布的《新能源配储能运行情况调研报告》指出,新能源配储能利用率低,新能源配储能等效利用系数仅为6.1%,这意味着大多数储能设施沦为摆设。


持续增加短时储能规模,并不能带来新能源利用率的提升。国网能源院能源战略与规划研究所主任工程师张富强对《中国能源报》记者表示,在新能源高渗透率的情况下,增加日调节储能对新能源消纳的提升效用将逐渐减弱,新能源利用率将随储能规模增加而趋于“饱和”。以西北某省为例测算,假设该省2025年储能规模由0增加到800万千瓦,这个过程中新能源利用率可以提升3.4个百分点。如果储能规模再增加1倍至1600万千瓦,其新能源利用率只能提升0.37个百分点。“解决新能源消纳问题,不能过于依赖配建储能,而要遵循系统观念,发挥多种调节资源促消纳的作用。”


毋庸置疑,配建储能对于企业而言是一笔巨大的成本负担。统计数据显示,一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目,初始投资将增加8%—10%;风电场配建同样容量的储能项目,初始投资成本将增加15%—20%,内部收益率降低0.5%—2%不等。


“为完成并网要求,有企业先小比例把配置储能‘堆’起来,有的甚至拖着不建。”“反正建了也不用,就买个最便宜的产品。”“我们储能设备基本快放坏了,把社会资金投到无用的地方空转。这肯定不是投建的初衷。”多位业内人士向记者坦言,在投资压力和利用率不高的情况下,发电企业对新能源强制配储颇为无奈。


强扭的瓜不甜。把配置储能的责任强塞给发电企业也并非长远之计。远景集团高级副总裁田庆军坦言,新能源强配储能的确把这两年的储能市场带热了,但是新能源强配储能对行业未来而言却是利空。强配储能导致储能利用率低,成为沉没资产,大家在追求低价而非高质量,储能没有发挥价值。新能源强制配储带来大量廉价低质储能泛滥、配储利用率不足、调度可用性差等问题。


保持储能政策的有序衔接


“我国可再生能源装机总量已超过煤电装机,随着装机规模的进一步提高,必然面临电力系统调节能力不足问题。在碳达峰碳中和目标下,储能是新型电力系统的关键支撑技术。”华能清洁能源技术研究院储能研究所所长刘明义对《中国能源报》记者表示,建设储能是必要的,问题的关键在于怎么建,如何提高储能的利用率。


事实上,储能调度对电网而言是一门新课题。“原来有500个新能源场站,现在再配500个储能设施,就有1000个调度对象。对于电网调度来说,整个控制模式和控制逻辑会变得非常复杂。”国网陕西省电力公司调度中心总工王康向《中国能源报》记者坦言,不是电网不愿意调,而是调用需求没有那么大,很多储能项目在前期论证阶段,都按照电网中新能源最大弃电规模进行调用情况测算,这显然放大了电网的调用需求。此外,早期的储能只有充放电功能,不具备稳定支撑等构网型能力,同时单体规模较小,对调峰弃电、断面受限等问题的解决贡献度偏低,限制了其应用范围。很多场站的储能产品质量和安全性良莠不齐,可用率偏低,即使电网有调用需求,储能设施也未必能派上用场。


作为国家战略性新兴产业,各省市明确新能源配储目标,在一定程度上为行业高速增长“托底”。若政策突然调整,势必对储能行业短期增速带来冲击。


郑华提醒,新型储能尚未形成有效的市场需求与可预期的收益,仍处于起步阶段。简单地退出会给产业、行业带来巨大的风险,要整体协同、各层次的政策与机制有效衔接,建立明确的退出机制,给产业一个可预期的市场环境。建立税收、财政、土地、技术、市场等多维度、多层次的立体措施,保障新型储能产业的可持续发展,打造储能产业“新名片”。


建立长效市场机制


储能是必要的,问题出在“强配”。业内人士分析指出,新能源强制配储本质上是一种计划手段,并不是一条长远之路,长效的市场机制才是储能行稳致远的根本保障。


郑华指出,新能源配储要因地制宜、寻真求是。从“真”需求角度出发,结合各地新能源消纳、资源特性、网架结构、负荷特性等因素,明确细化当地电力电量平衡中灵活性资源“家底”与各时间尺度下的真实需求,定期发布,让产业有真实预期,避免盲目投建、浪费资源;从“真”机制角度出发,要明确新型储能的具体身份、并网要求,形成可预期的收益模式与保障机制,通过价格信号激励市场主体自发配置储能资源。


“新能源上网带来的问题,应该交由新能源自己解决,调节资源怎么建、建多少,要根据自身需求合理布局。”刘明义建议,储能应回归新能源场站,由新能源场站自主调配,电网依旧保持原有的对新能源场站的调度模式,不参与配套储能电站的调度,只对新能源场站的输出功率、功率预测、一次调频等指标进行整体考核即可。


与此同时,应逐步扩大独立储能、共享储能比例。“共享储能既能解决单一场站投资规模大、运维成本高、利用率低的问题,又能避免储能过于分散、作用不明显、调度业务量成倍增长的问题,还能将储能配置在电网最优位置,实现功效最大化。”王康指出,科学测算储能的配置需求,以电网正常运行方式为边界计算最优配置规模。在能量时空迁移以外拓展储能的新功能,统筹解决新能源调峰和断面受限,以及送端弱电网短路比低、稳定性差,受端电网通道短时重过载等问题,发挥其双向调节、响应速度快的优势,拓展调频等方面的应用。提高储能自身产品质量和安全水平,丰富可提供的服务品种,拓宽储能回本获利的渠道。


“应以市场化机制引导储能产业健康发展。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇表示,要鼓励发电企业合理配置储能并参与电力市场交易,并做好接网服务。同时,加强针对电源侧储能的并网管理,参照常规电源接入管理办法,纳入相应调度机构管理,实现可观、可测、可控。


储能的本质是交易,其价值要在电力市场的动态交易中体现。随着电力机制改革的深入,储能市场导向已经开始发生变化,部分地区新型储能开始参与现货市场,独立储能可以通过现货套利、容量租赁、容量电价补偿获得多重收益。在市场机制不断完善的未来,储能不仅会“建起来”,还会真真切切地“用起来”。

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