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部分储能项目成“鸡肋” 亟待“补短板”降本增效

时间:2022-12-20 11:22:29 来源:经济参考报

一边是政策端的利好和资本端的追捧,各地规划建设目标宏大、配套储能项目要求高;另一边却是部分地区储能项目建设进度滞后,已建成的项目利用率偏低。《经济参考报》记者近日采访调研了解到,随着我国新能源建设提速,加快储能等灵活性电源建设迫在眉睫。但受市场环境变化、行业标准缺失等因素影响,当前部分储能项目盈利水平不高,投资储能的企业存在顾虑,影响了新能源开发利用及电力可靠供应。

“部分储能项目没有实质性动起来”

“储能现在投资前景怎么样,有没有什么好项目可以介绍。”今年以来,在新能源行业的各大展会上,储能无疑是绕不开的话题。

在“双碳”目标下,近两年我国新能源装机急剧增长,但间歇性、波动性等不稳定先天缺陷凸显,由此产生的电力消纳难、外送难、调峰难等问题严重制约了行业的可持续发展。储能被视为应对新能源大规模并网和消纳的重要手段,是构建新型电力系统不可或缺的关键基础设施。

相对于建设周期较长的抽水蓄能项目,当下新型储能热度攀升。中国电力企业联合会(下称“中电联”)近日发布的《新能源配储能运行情况调研报告》显示,截至目前,全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件,发展目标合计超过6000万千瓦,是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中提出的2025年达到3000万千瓦目标的两倍。

《经济参考报》记者调研了解到,很多地方正在加快推进“新能源+储能”,并提出清洁能源基地建设须配套20%的储能规模等要求。内蒙古、新疆等一些新能源占比较高的省份,甚至要求配时长4小时以上储能设施。

中关村储能产业技术联盟披露的数据显示,截至今年9月底,中国已投运电力储能项目累计装机规模达50300兆瓦,同比增长36%。其中,新型储能项目累计装机规模6660兆瓦,同比增长78%,占储能项目装机总规模的13.2%。今年前三季度,中国新增投运新型储能项目装机规模933.8兆瓦/1911.0兆瓦时,功率规模同比增长113%,新增规划、在建新型储能项目规模73300兆瓦/177000兆瓦时。

尽管市场前景一片大好,但一些储能项目却面临着沦为“鸡肋”的尴尬现状。

记者在青海省主要新能源产业园区走访了解到,青海去年以来开工建设的新能源项目,其配套储能项目几乎没有开建。

作为全国首个新能源综合示范区,宁夏预计年末新能源装机规模将达到3162万千瓦左右,按照宁夏《关于加快促进储能健康有序发展的通知》要求,存量和增量新能源规模需按10%配置储能,储能基础规模需达到316万千瓦。但截至11月底,已开工储能项目仅15项215万千瓦/470万千瓦时,新能源发展与储能发展尚未同步。

记者调研发现,一些地区还存在“一窝蜂”备案现象,储能市场存在无序竞争现象,甚至出现了买卖储能“路条”情况,一定程度上抬高了投资成本。此外,为了应付政策要求,部分企业还考虑先小比例配置一些项目“堆”在那,甚至是上一些劣质储能。

“部分储能项目没有实质性动起来。”多位能源企业负责人坦言,已建成的新能源储能项目利用率也不高。

这种说法与中电联报告中的调研结果一致。从储能运行策略看,新能源配储至多弃电期间一天一充一放运行,个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况。从储能等效利用系数看,调研电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%,新能源配储系数仅为6.1%。

运营模式待理顺

业内受访人士认为,部分储能项目建设滞后、利用率偏低的背后,存在新能源配储标准“一刀切”、商业模式待理顺等问题。

我国西北不仅化石能源富集,太阳能、风能资源也同样充沛,并且有大面积的荒漠化土地可供利用,新能源在这里迎来爆发式增长。因此,部分大型风光电基地项目布局在传统的火电基地上,新能源与煤电优化组合效应明显。然而记者采访发现,一些完全具备调峰功能的区域,企业仍被要求布局储能项目。

一家能源企业负责人说,多能互补、交叉互动没有错,但也要因地制宜,不宜“一窝蜂”上储能。

中电联报告指出,新型储能种类繁多、功用不一、技术成熟度和经济性差异大。一些地方采取“一刀切”式的配置标准,部分地区将配储能作为新能源建设的前置条件。风电配储和光伏配储对于储能的利用、弃风弃光的解决具有明显差异性,同质化的配置储能要求缺乏科学性。分散的配置方式无法体现规模效益,普遍存在运营成本高、效率低等问题,难以充分发挥储能作用。

“新能源配储能初衷是为了提高整个电力系统调节的能力,但在实际应用过程中,储能怎么调度,对于企业、电网而言都是新课题。”电力规划设计总院技术产业中心技术创新处副处长武震称。

与此同时,新型储能成本高于火电灵活性改造、抽水蓄能等技术,新能源配储能收益主要来源于电能量转换与辅助服务,当前部分储能项目的盈利水平不高,商业模式、电价机制有待进一步完善。

青海一家新能源开发企业负责人介绍说,目前以锂电池为主的电化学储能度电成本约在0.8元左右;抽水蓄能消耗4度电能发3度电,度电综合成本在0.6元至0.7元之间,储能电站电价成本高于光伏项目上网电价。

“新能源项目配建10%的储能项目如果由企业自己建,一方面形不成规模而增加成本,另一方面储能分散不利于接入电网和调度,如果各企业联合起来建设,又缺乏统一、专业化的储能市场机制。”华能集团青海分公司有关负责人说。

此外,安全问题也是影响新型储能规模化健康稳定发展的重要因素。据中电联统计,2022年1-8月,全国电化学储能项目非计划停机达到329次。电化学储能的安全标准、管理规范有待进一步提升。

须完善市场机制实现降本增效

“双碳”目标之下,“十四五”我国可再生能源要实现高质量跃升发展,储能产业化、规模化发展至关重要。

业内人士建议,首先要优化储能配置和调运方式,提升储能利用水平。中电联规划发展部副主任叶春认为,应结合当地新能源消纳、资源特性、网架结构、负荷特性、电网安全、电源结构等因素,具体分析各地系统调频、调峰需求,综合煤电灵活性改造、抽水蓄能建设、电网调节能力提升等实际情况,合理确定新能源配置储能的规模和型式。

武震说,目前有一些地方在探索共享储能,未来可以逐步扩大比例,并且建立“统一调度、共享使用”的协调运行机制,提高储能利用效率。

其次,完善市场机制,促进储能产业发展。受访人士认为,应健全新型储能电站参与电力市场规则,出台新型储能容量电价政策,尽快完善新型储能商业模式,促进新型储能、灵活性煤电、抽水蓄能等各类资源合理竞争。

在国能海南(共和)新能源开发有限公司有关负责人看来,只有加快完善现有电力市场体系中的储能政策体系,让储能项目在项目建设审批、充放电次数保障、交易机制和结算等方面有“法”可依,投资企业有合理收益预期,这一产业才能真正迈上发展“快车道”。

此外,还需要加大科技创新,明确标准体系。武震认为,通过技术突破、模式创新来降低成本是目前储能发展的关键,建议出台政策推动产学研用深度融合,扶持和引导产业链相关企业加强技术研发,加快多元化储能发展,优化系统集成,提升储能系统效率。

同时,提升储能标准与科技创新、管理创新的耦合力度也至关重要。受访专家认为,储能项目需符合地方发展规划、土地管理、环境保护和安全消防等要求,相关部门需要有更为明晰、系统的标准体系进行引导、规范。(王璐 于瑶 骆晓飞)


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