地方政府將高比例配置儲能作為新能源發電前置條件，在當下已成為一種較普遍的現象。

 

日前，安徽省能源局印發《2021年風電、光伏發電開發建設方案》，其中，光伏并網容量4574MW，要求配置電化學儲能容量961.5MW，風電裝機容量1426MW，要求配置電化學儲能容量600.4MW；同時規定電化學儲能電站連續儲能時長為1小時。該文件的發布，使“高比例配儲能”的要求，再度引發新能源行業的關注。

 

有業內人士擔憂，此類要求不僅會加重新能源產業負擔，還會影響儲能產業的長遠發展。中國光伏行業協會副秘書長劉譯陽接受記者采訪時表示，由于當前市場機制的問題還沒有解決，配儲能的要求必然會增加初始投資，影響新能源的經濟性。

 

儲能閑置頻現 加重新能源負擔

新能源配儲能是應對消納問題的一種方式，但在高比例儲能配額的強制要求下，新能源經濟性正面臨嚴峻考驗。儲能行業相關專家指出，2021年以來，有超過20多個省份發布了支持新能源配置儲能的政策，大多數省份的配置比例要求在10%~15%，時長兩小時。他表示：“對于剛剛實現平價上網的新能源項目的經濟性，新能源配置儲能確實會帶來一定影響。”

 

數據顯示，2020年，全國已有20個省實現光伏平價上網，但配置高比例儲能后，平價上網均會受到影響。以江蘇50MW、接入110kV地面光伏系統為例，2020年，地面光伏系統的初始全投資成本為3.99元/W左右，度電成本為0.372元/kWh，內部收益率為5.6%。配置儲能后，度電成本升高，配置比例超過10%則無法實現平價上網。

 

“加裝儲能應該是對市場化并網部分的要求，而不是保障性并網的部分。”中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎認為，部分省份由于電網消納的壓力，普遍對今年新增的指標都提出了配儲能的要求。她表示，“如此高比例的儲能，必然會對光伏和風電的經濟效益產生很大影響，甚至導致可再生能源開發企業無力承擔這些成本。”

 

與此同時，在地方政府利好政策的大力推動下，雖然新型儲能裝機規模迅猛增長，儲能企業訂單快速增加，但由于儲能裝機只要求規模總量，而沒有規定并網時間，造成當前大量儲能項目閑置的現象。劉譯陽表示，儲能要發揮其經濟性，關鍵在于配儲能后怎么調度，如果能夠推動新能源高比例大規模消納，配儲能就是合理的前提，但當下很多儲能項目變成“擺設”。

 

新疆金風科技股份有限公司（以下簡稱“金風科技”）相關負責人告訴記者，由于現階段儲能的收益疏導問題沒有完全解決，尚不能獲得穩定收益，配置儲能極大增加了新能源項目的建設成本。他還指出，由于缺少規范儲能電站并網時間的政策文件，導致目前儲能電站大量閑置，帶來投資的浪費，同時也會減弱未來企業投資建設新能源電站的意愿。

 

質量隱憂凸顯 安全性何以保障

在加重新能源企業負擔的同時，高比例配置儲能的強制要求，也會對儲能的高質量發展造成不利影響。由于在地方政府的強制要求下，新能源發電企業或將迫于成本壓力，選擇低價儲能產品，使中高端的高質量產品不再具備競爭力，使價格戰成為影響行業良性發展的因素。

 

“隨著以新能源為主體的新型電力系統建設提出，新能源配儲能成為產業近期最核心、最熱門的發展機會，但在機遇背后，也隱藏著商業模式萌發初期不可避免的亂象。”行業相關專家表示，由于當前項目建設、并網標準不明，調度運行、市場參與方式和成本疏導途徑不清晰，儲能產業內的“踩踏”事件時有發生，嚴重干擾著產業自身的長遠發展。

 

其中，低價儲能產品可能造成的環境問題和安全風險，是儲能長遠發展的重大隱憂。記者了解到，以鋰電為主的電化學儲能是當下最成熟的一種新型儲能，然而，鋰電池目前存在回收難題。同時，由于近年來自燃和爆炸事故頻發，鋰電池的安全性也屢屢成為熱點問題。

 

尤其是安全性的風險，一旦發生重大事故，就將會對儲能行業前景造成巨大的負面影響。彭澎指出，很多地方政府對“配儲能”只是提出容量等簡單粗暴的要求，而在儲能具體的效用方面，沒有提出相應的管理措施，尤其是在儲能的質量方面。她強調：“由于之前一些儲能電站發生過起火等事故，我們希望各省能夠在儲能的質量監管方面積極發揮作用。”

 

在金風科技相關負責人看來，在新能源配儲能方面，各方規劃統籌的協調性不足。他認為，目前的商業模式和市場機制還不夠完善，會影響投資商的熱情，而強制配儲會導致因低價競爭而產生安全風險，造成“劣幣驅逐良幣”的現象。從長遠角度看，也不利于我國整體可再生能源行業的高質量發展。

 

商業模式待解 關注多樣化發展

毋庸置疑，推動儲能產業良性發展，保障大規模新能源消納利用，需要在市場機制和商業模式方面尋求突破。“‘新能源+儲能’的發展，最關鍵是發揮好市場配置資源的決定性作用，需要建立市場機制，解決電網調度的問題。”劉譯陽認為，未來，光伏電站規模將越來越大，通過“共享儲能”等方式，處理好經濟性難題，新能源配儲能的困境就會迎刃而解。

 

在彭澎看來，推動儲能健康發展，最好的辦法是給儲能建立適合的商業模式，使其能更好地運營維護，并且“盡可能自己養活自己”。如果未來儲能的獨立市場主體地位能夠明確，在關鍵的節點為電網提供充放電、調峰的服務，商業模式就是可行的。“如果只是簡單地采用在發電側配儲能的方式，必然會出現儲能閑置、不產生經濟效益的現象，所以需要給儲能獨立的市場主體地位，把儲能提供服務的對象從單一用能企業變成電網，這樣，該儲能項目的現金流就會更穩定。”她表示。

 

金風科技相關負責人建議，應盡快確定電源側儲能電站價格機制。明確火電、抽水蓄能、電化學儲能等多種輔助服務的定價原則，引導各類社會主體加大電儲能投資建設力度，探索可行的商業發展模式，促進技術發展和成本下降，減輕新能源開發企業的成本負擔。同時，加快推動儲能電站參與各類電力市場交易，因地制宜完善“按效果付費”的電力輔助服務補償機制。

 

此外，通過因地制宜推動新型儲能的多樣化發展，也是未來儲能發展的方向。例如，氫能的大規模、長周期儲能優勢，將是未來促進可再生能源規模化高效利用的重要路徑；同時，在西北地區，利用熔鹽儲能的太陽能熱發電，也是較好的“新能源+儲能”方式。

 

據記者了解，目前，在壓縮空氣技術和液流電池技術等不同技術路線中，已經陸續出現了百兆瓦級項目，待項目達到百兆瓦的量級后，對儲能技術進步的帶動效應將非常明顯。“儲能技術目前正處于百花齊放的良好發展態勢，相信未來幾年，會有更多的技術路線可供選擇，但最終誰會成為主流，還是需要依靠市場來抉擇。”前述儲能行業專家表示。