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这周,青海省发改委印发了该省2017年330万千瓦风电开发建设方案。方案要求,各项目按照建设规模须配套10%的储电装置,储电设施总规模为33万千瓦。这些项目被要求在2017年10月底前完成核准,年底前开工建设。建成并网时,国网青海电力公司将严格要求配套的10%储电装置进行并网。
至于配套10%储能的动机,官方文件并没有做任何说明,虽然这的确是储能扩大应用的好机会(这一规模已经非常可观,已经跟德国的总储能规模相当),但还是不能减少我们对这一规定的一系列追问。
追问之一:配套10%的储能是来解决什么问题的?收益是啥?不清楚!
基于目前的现状,人们很容易把所有的行动都纳入解决弃风弃光问题的篮子里,做出一副为了这个问题而努力的样子。那么,这10%的储能可以用来改善弃风弃光吗?
我国的弃风问题,大部分在于缺乏显性的竞争机制,调度原则标准不符合整体效率最大化的价值标准,也不存在发达国家现在面临的电价过低(甚至负电价到抵销电价补贴的程度),从而出现“经济弃风”的情况,即使某些时段由于网络阻塞或者系统安全原因需要弃风,也是极个别的情况。
从“向上”的系统平衡需求来讲,目前所有地区的容量都严重过剩,系统并不需要额外的平衡资源;从向下的需求来看,的确部分地区低谷调峰困难,但是要提供“向下”的平衡服务,起码应该已经在系统中服务了吧?新建的也不在此类(建成的倒是可以,但是无疑增加了容量的进一步过剩程度);从系统的爬坡需求来看,储能的确可以改善一下出力的波动与快速响应。但是接下来就需要问——
追问之二:系统其他的平衡手段耗竭了吗?明显没有!
有用并不是需要采用的充分理由,这里面有个成本效益与成本有效性的问题。在目前的比例与调度模式之下,各发电主体并没有清晰的系统平衡义务。储能仍旧不是经济有效的选择,有更多便宜甚至近乎无直接成本的选择,如调度精细化、煤电深度调峰、大幅下调电价以使煤电进一步压缩直至退出出力序列等。
即使我们忽略系统的这些无效率,承认这是短期内一朝一夕改变不了的,我们还是要问——
追问之三:发展储能是谁的责任?为何是风电业主来承担?为何与《可再生能源法》冲突?匪夷所思!
这一规定的确对储能扩大应用有好处。但问题是,为什么其成本跟“学费”直接就加到了风电业主身上?自己孙子花邻居老王的钱不心疼?
我国的《可再生能源法》第十四条明确规定,“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。制定电网企业优先调度和全额收购可再生能源发电的具体办法,并由国务院能源主管部门会同国家电力监管机构在年度中督促落实”。
2015年3月20日发改委和能源局签发了《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》,2016年6月1日发改委和能源局签发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》,以及2016年3月24日发改委单独签发《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》。可以讲,这已经足够豁免了可再生能源的平衡义务。而青海这一地方规定为何与《可再生能源法》冲突?退一万步,我们假设青海发改委并无私心,那也仍然需要继续问——
追问之四:文件的出台貌似突然袭击,程序上是否合理?千瓦还是千瓦时!
这一规定涉及到风电业主重大的利益调整。以目前主流电池的成本,如果需要电池能够稳定1小时充放电,那么这一要求将意味着20亿以上的增量成本。程序上是否合理?
至于33万千瓦的“储能”,这一叫法也实在让人费解。一般而言,储能的“容量能力”更多的是千瓦时,而不是千瓦吧?
基于以上的疑问,我们不禁要问一个性质方面的问题——
追问之五:为何这种文件能够出台?
这一项涉及利益相关方重大利益的政府规定,为什么干不清楚,对解决弃风问题不具有成本有效性,全社会收益难体现,储能成本高昂,让风电私人业主去承担违反基本伦理,法律上涉及违反可再生能源上位法。这样的政府文件,其科学性、严肃性何在?我们似乎又到了强调“渎职是最大的贪污”的组织纪律的时候了吗?
面对青海的项目,开发企业真的要好好琢磨一下了,综合各种成本和资源情况,以及未来西部限电的风险,更主要的是政策风险,是否还值得去开发这些项目。
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为深入贯彻省委、省政府和省安委办有关工作要求,有力确保全国两会及项目集中开复工期间全省新能源建设和施工领域安全稳定,3月5日至8日,青海省能源局联合行业专家组成检查组赴全省重点在建新能源项目施工现场开展安全督导检查。检查组重点围绕近期事故警示教育、应急处置逃生演练、安全生产治本攻坚
2月28日,青海湖边最大的光伏项目——青海海北公司扎苏合一期16.7万千瓦光伏项目并网发电,有效助力青海省打造国家清洁能源产业高地。项目位于青海省海北藏族自治州刚察县,距青海湖约3千米,平均海拔3300米,是青海湖边最大的光伏项目。该项目分两期建设,其中扎苏合一期光伏项目装机容量为16.71万千
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