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来源:微信公众号“中国能源报”ID:cnenergy
据记者不完全统计,今年以来,全国范围内已有超过10个省(区、市)公开发布文件,要求新建新能源电站配置相应比例的储能装置。常见配储规模在10%—20%之间。
面对1亿千瓦的庞大储能需求,当前地方主推且最为常见的发电侧小容量、分散式配储能否担当重任?在成本和效率方面,这一模式是否存在短板?在可再生能源高速增长的未来,我们到底需要怎样的储能?
“存一度电比发一度电还贵,为什么要存呢?”
“存一度电比发一度电还贵,为什么要存呢?如果不是政府强制要求,谁会做这样的买卖?”有可再生能源开发企业相关工作人员坦言,出于并网压力,在新建发电项目时,发电企业有时不得不选择配置储能。
存一度电要花多少钱呢?在今年的全国两会上,通威集团董事局主席刘汉元曾在人大建议中指出,根据对储能系统的财务测算,即便采用成本相对便宜的锂电池方案,其成本依然达到了约0.44元/度。
发一度电能卖多少钱呢?不久前,国家发改委就2021年新能源上网电价政策征求意见。根据征求意见稿,2021年,新建可再生能源发电项目的指导上网电价统筹考虑2020年各地燃煤发电基准价和市场交易平均价分省确定。最终上网电价不得高于指导价。而在已公布的共计32个地区中,仅有湖南和广东两地的指导电价超过0.44元/度。
“目前,越来越多的省份实现了光伏发电平价,而在电价较低的地方,其电价通常维持在0.2-0.3元/度左右,如果再增加储能设施,对企业来说显然是一笔不小的开销,很难算过账来。”一位从事储能项目规划设计的业内人士告诉记者,“但现在光伏电站配置储能已经成了政策问题,并不是说算不过账就可以不上了。虽然文件上使用的是‘鼓励’‘优先’等字眼,但如今新能源项目份额竞争越来越激烈,不配储就拿不到项目,等于直接失去了竞争资格。企业只能硬着头皮上,实际上就是强制的。”
不仅如此,许昌许继电科储能技术有限公司副董事长田志国还指出,目前,我国储能虽有一定程度的发展,但仍属新生事物,储能电站相关的专业技术支持和运维人员都十分缺乏。“现在,传统的变电站基本都是无人值守的。储能电站理论上可以按照无人值守去设计,但现阶段我们还是不太放心,还是需要懂行的专业人员进行操作。那么从节约人力资源的角度出发,肯定是集中式建设大容量的储能更好。”
刘汉元指出,相比大容量集中储能,发电侧小容量的储能系统投资建设的成本较高、充放电效率较低,客观上不合理地推高了可再生能源的建设成本与电力价格。
“在电站端强制配置储能,存在巨大资源浪费”
除经济性因素外,在一些使用场景下,电源侧小规模、分散式配储更是“有心无力”。
“新能源出力的波动有多大?今年1月6日到8日,我国受到寒潮天气影响。在寒潮来临之初,风非常大,国网经营区域内,风电出力一度达到1.1亿千瓦/天左右。寒潮过后,出力下降到约6000万千瓦/天。而且由于连续几天低温天气的积累,用电负荷增加了约5000万千瓦/天。”陈国平直言,“出力下降叠加负荷上涨,里里外外就是1亿千瓦。相当于三天寒潮时间里要启动200台50万千瓦装机的机组。”
陈国平进一步指出,在长时间的静稳天气下,可再生能源可能连续多日处于低出力状态。“在去年夏季极热无风的情况下,华北地区的风电低出力最长持续了58小时,东北达到92小时。去年冬季,西北地区在一次冷空气间歇期中,风电低出力达到120小时。光伏的冬季低出力持续时间则更长。去年冬天,华东和华中地区光伏低出力最长曾维持8天左右,湖南和江西的部分地区甚至达到10天以上。”陈国平表示,可再生能源的日内波动尚能通过储能平抑,但面对长时间静稳天气带来的持续低出力,完全依靠储能“填谷”,成本将非常高昂。
刘汉元表示:“电网系统的运行方式与局部消纳能力实时变化。在电站建设时,统一按一定比例配置分散式储能设施,相比在电网侧集中配置储能,先天存在无法灵活调整、整体利用率偏低的缺陷。而且电站与电站之间不平衡出力是常态,在电网系统内可自然形成类似‘蓄水池’的缓冲调节能力,而在电站端强制配置储能,则存在巨大资源浪费。”
国内某参与风电储能项目建设的企业负责人向记者透露,该公司在去年建设的几个配储电站就曾出现刘汉元所说的“资源浪费”。“都是根据地方要求按照10%配的储能,有5MW的,也有10MW的。但是半年多来,电网一次都没调度过,平时还得充电维护。零散小电站配的储能利用率太低了。”
为此,刘汉元建议,应将抽水蓄能电站、储能基地纳入电力发展规划与统一调度范围,由电网公司在网侧集中配置储能系统,其成本由所有用户均摊。
“目前需要搞清楚的是,配置储能到底是为了什么”
那么,发电侧的小规模分散式配储究竟适用于怎样的场景呢?
2019年,新疆自治区发改委印发《关于在全疆开展发电侧储能电站建设试点的通知》,鼓励光伏电站合理配置储能系统,储能电站原则上按照光伏电站装机容量20%配置;对于配置储能电站的光伏项目,原则上增加100小时计划电量。
中国电建西北院储能与微电网研究中心副所长田莉莎表示,新疆提出的“增加100小时计划电量”政策,在很大程度上缓解了配置电化学储能的高成本问题。“以装机规模10万千瓦、电价1元/度的计算,多发100小时即增加了1000万度的电量,对应增加了1000万元的收益。对于已建高电价的光伏电站,配置储能后,几年内就可收回储能投资。而在平价上网的大趋势下,上网电价要低一些,新建光伏电站收回储能投资的时间也要相应延长。”
“目前需要搞清楚的是,配置储能到底是为了什么,要解决什么问题。不能仅仅为了配置储能而配置储能。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇指出,可再生能源电站侧强制配储的政策值得商榷。“储能的配置最好还是从各地区的全局规划出发,按照每年新增新能源装机规模,确定火电、抽水蓄能和电化学储能的建设比例。同时,应结合各地新能源发展规划进行商业模式探索,最大限度发挥储能系统的使用效率和经济效益,避免无效配置造成浪费。”
(本报记者卢奇秀、韩逸飞对本文亦有贡献)
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