又一個倍增消息公布，這些數(shù)據(jù)在儲能領(lǐng)域似乎早已不再令人驚奇。
在國家能源局近日舉辦的例行新聞發(fā)布會上，國家能源局能源節(jié)約和科技裝備司副司長劉亞芳介紹，截至2022年底，全國已投運新型儲能項目裝機規(guī)模達870萬千瓦，平均儲能時長約2.1小時，比2021年底增長110%以上。
(資料圖)
增長的好消息很多，但也會有壞消息。國家能源局近期公布的一份電力統(tǒng)計數(shù)據(jù)就也讓業(yè)界深感意外——風電新增裝機37.63GW，同比下滑21%。這是自2015年以來，中國風電裝機出現(xiàn)的首次負增長，而且一下子就是較大幅度的下降。
當然，2022年也是疫情波動變化較多的一年，多地裝機項目受到疫情影響，因此風電的裝機出現(xiàn)負增長也情有可原。但疫情并不是主要原因，畢竟同樣是2022年，國內(nèi)光伏新增裝機達87.41GW，同比增幅約60%。
關(guān)鍵的環(huán)節(jié)，就在于很多依托新能源裝機的儲能電站依然處于“建而不用”狀態(tài)。
中國光伏行業(yè)協(xié)會名譽理事長王勃華就指出，近年來光伏電站按容量以某一比例配置儲能作為輔助消納與支撐電網(wǎng)的措施，成為電站開發(fā)建設(shè)的前置條件。在儲能商業(yè)模式尚不完善的情況下，強制配儲給投資者帶來一定的負擔。據(jù)企業(yè)測算，按照100MW項目配置10%/2h儲能系統(tǒng)的要求，電站端成本將增加不少于0.3元/瓦，在此基礎(chǔ)上，每增加10%的儲能比例，電站成本將增加約0.3元/瓦。
但增加成本并非儲能“建而不用”的主要愿意。因為從邏輯上說，增加一套儲能設(shè)備，意味著后續(xù)必須利用好，以便回收成本。實際上，“建而不用”主要還是光伏、風電等新能源裝機參與電力市場的機制還不夠完善所致。
國家能源局新能源司副司長熊敏峰指出，“光伏強制配套產(chǎn)業(yè)、配置儲能現(xiàn)象仍時有發(fā)生，尤其是儲能建而不用、光伏參與電力市場的收益風險加大等。” 熊敏峰表示，國家能源局將會同有關(guān)方面研究優(yōu)化儲能調(diào)度運行機制，著力解決“建而不調(diào)”的問題。
中國電力企業(yè)聯(lián)合會（下稱“中電聯(lián)”）此前發(fā)布的《新能源配儲能運行情況調(diào)研報告》顯示，截至2022年12月，全國已有近30個省份出臺了“十四五”新型儲能規(guī)劃或新能源配置儲能文件，發(fā)展目標合計超過6000萬千瓦，是國家能源局《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》中提出的2025年達到3000萬千瓦目標的兩倍。
中電聯(lián)調(diào)研數(shù)據(jù)還顯示，截至2022年底，新能源配儲等效利用系數(shù)僅為6.1%，影響儲能收益，儲能“建而不用”問題突出，亟待解決。
正因為新能源配儲等效利用系數(shù)較低，再加上儲能項目造價大多在1500-3000元/kWh 之間，項目間由于邊界條件不同造價差異較大，導致部分儲能項目的盈利水平不高。
不過，“建而不用”現(xiàn)象也與新能源裝機增速慢有關(guān)——沒錯，即使光伏新增裝機量2022年增長了60%，但考慮到風電裝機的下滑，以及儲能裝機的翻倍以上，這也意味著新能源發(fā)電端的增速趕不上儲能的增速，這更加劇了儲能的“建而不用”問題。
為什么？
這也與新能源利用率很高有關(guān)。據(jù)全國新能源消納監(jiān)測預警中心發(fā)布數(shù)據(jù)，2022年1—11月，全國風電利用率為96.7%，光伏利用率為98.2%，只有極少數(shù)省份達不到國家要求的95%的消納比例。其中，要求風電光伏至少按裝機容量10%配置儲能的安徽省，2021全年、2022年1—11月風電光伏利用率均為100%。
也就是說，儲能是需要使用原本會“棄風棄光”的電力，因為這部分本就要被浪費掉的電力才是成本最低的。但沒有足夠的“棄風棄光”，儲能也會“建而不用”。儲能的發(fā)展，一定是因為有足夠的浪費。如果浪費不夠多，儲能反而會大受影響。
據(jù)估計，到2030年，中國風電、光伏發(fā)電裝機容量將達到12億千瓦，新能源滲透率正在不斷提高。而新能源相比于火力發(fā)電天生的不穩(wěn)定，更需要儲能來發(fā)揮削峰填谷作用，解決新能源間歇性、波動性等先天缺陷。這些先天缺陷，意味著電力消納難、外送難、調(diào)峰難，只有發(fā)展儲能才能應(yīng)對新能源大規(guī)模并網(wǎng)和消納的需求。
但上文分析已經(jīng)指出，要想避免儲能的“建而不用”，只要大力新增新能源裝機量，并在政策上為更多儲能商業(yè)模式開辟生長空間。目前，儲能系統(tǒng)的主要收入來源是靠“儲”提供調(diào)峰服務(wù)，但其實儲能系統(tǒng)在很多領(lǐng)域都依然大有可為。
比如，借助儲能黑啟動技術(shù)更好地保障電網(wǎng)穩(wěn)定運行。
畢竟，電網(wǎng)的每一次大面積停電，都將造成大量的損失。
電力消失時間過長，整個世界都會一片狼藉，依托電力的軌道交通、城市立體空間運行、飲食自來水供應(yīng)都會停滯。在近日熱播的美劇《最后生還者》中，我們看到末日時的孤獨小鎮(zhèn)，為了獲得電力供應(yīng)還會維修一處原本廢棄的水壩，并通過獲得有限的電力來維持小鎮(zhèn)運轉(zhuǎn)。但單一的一處小水壩，并不能維持更大規(guī)模電力供應(yīng)，也不能重啟更高層面的區(qū)域甚至國家性電網(wǎng)。
近兩年，世界多個國家都發(fā)生過電網(wǎng)大面積停電的事故。盡管電網(wǎng)也在通過各種智能化設(shè)備提高自愈能力，但由于用電環(huán)境非常復雜，要完全避免大面積停電事故并不現(xiàn)實。由于系統(tǒng)中的重要負荷和儲能電站多位于市區(qū)，儲能黑啟動技術(shù)也比利用水電機組啟動火電機組、或者專門的火電機組啟動電網(wǎng)更有優(yōu)勢。
黑啟動階段是電力系統(tǒng)大停電后恢復的第一個階段，主要工作包括黑啟動電源選取、方案制定、優(yōu)選與排序等。電力系統(tǒng)恢復的總體目標是在盡可能短的時間內(nèi)恢復盡可能多的負荷，這就需要讓盡可能多的機組在最短的時間內(nèi)恢復出力，因此時間性和可用發(fā)電容量就是需要優(yōu)先考慮的因素。前者反映機組啟動快慢，后者則體現(xiàn)機組能給多少負荷供電。因此，一般選取待啟動機組的額定容量、所處狀態(tài)、爬坡特性、恢復所需電能和恢復路徑上的開關(guān)數(shù)這5個指標作為黑啟動決策指標。
也就是說，越快反應(yīng)、擁有越多電力儲備，黑啟動的效果也越好。
而儲能電站作為有源型儲能裝備，一般與用電端的距離較近，當含有儲能電站的電網(wǎng)進入全黑狀態(tài)需要黑啟動時，儲能電站不存在自勵磁問題（傳統(tǒng)大電網(wǎng)在黑啟動過程中，由于輸電線路太長，線路的分布電容可能會使同步發(fā)電機產(chǎn)生自勵磁現(xiàn)象，機端電壓將自發(fā)增大，帶來不安全因素），可以大為提高啟動的成功機率。
此外，傳統(tǒng)黑啟動方案多是利用水電機組啟動火電機組，但水電站往往遠離用電端的城市地區(qū)，輸電線路越長越容易出現(xiàn)安全事故。而儲能電站隨時可以參與黑啟動，且大多儲能電站位于市區(qū)，送電時間要比水電機組短。
更多的儲能電站疊加儲能黑啟動技術(shù)，電網(wǎng)大面積停電事故的發(fā)生率也就更為降低。儲能電站此時，才是“善戰(zhàn)者無赫赫之功”。
不過，新型儲能電站不僅要“養(yǎng)兵千日用兵一時”，也要做好本職“儲能”。按照不同的應(yīng)用場景，新型儲能可以分為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)，不同的應(yīng)用場景的商業(yè)模式不同，在不同市場環(huán)境下的盈利能力也有差異，而國內(nèi)和國外對儲能的需求也存在差異。目前國內(nèi)發(fā)電側(cè)儲能仍未形成有效的商業(yè)模式，未來依然需要在不同商業(yè)場景中探索出更多成熟的盈利模式。
據(jù)億歐調(diào)研部分光伏企業(yè)從業(yè)者，目前分布式光儲電站的IRR 普遍都在10%以上甚至達到15%，也就是六七年即可收回成本。對于民間投資者來說，這樣的高收益率已經(jīng)屬于非常好的投資項目。這這些新型儲能的主要利潤來源，就是“峰谷價差套利”。據(jù)了解，目前廣東、江浙滬等省份都是峰谷價差較大的地區(qū)，某些時段最大甚至可以達到1.5元左右。這就為新型儲能電站的盈利提供了充分的空間。
而據(jù)最新公布的2023年3月電網(wǎng)企業(yè)代理購電價格，3月全國峰谷價差仍然以浙江省為最高，價格為1.33元/度。峰谷電價差超過0.7元以上的地區(qū)達到了23省市；但3月起有多省不再執(zhí)行尖峰電價，因而最大峰谷電價差有明顯回落，如河北、吉林等。
實際上，峰谷價差拉大也是國家期待的改革方向。據(jù)2021年7月國家發(fā)改委發(fā)布的《進一步完善分時電價機制的通知》，各地要統(tǒng)籌考慮當?shù)仉娏ο到y(tǒng)峰谷差率、新能源裝機占比、系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力等因素，合理確定峰谷電價價差，上年或當年預計最大系統(tǒng)峰谷差率超過40％的地方，峰谷電價價差原則上不低于4：1；其他地方原則上不低于3：1。
如此高的峰谷電差，新型儲能15%的收益率，甚至都只是起步。據(jù)東吳證券測算，若峰谷電價價差提高至4:1，即價差值在0.75-1.05 元/kwh，峰谷價差套利的收益率為12.4%-27.9%。最大接近三成的收益率，更會進一步吸引新型儲能上的建設(shè)熱潮。
那么如何理解峰谷價差拉大、儲能電站預期收益率提升與儲能電站利用率較低之間的矛盾？
據(jù)人民日報報道，一名新能源電站負責人指出，如果電站按照20%比例、2小時時長配備儲能，總體投資增加約20%，內(nèi)部收益率降低約4個百分點，目前來看仍然面臨較大的投資壓力。
對此中國電力企業(yè)聯(lián)合會相關(guān)負責人則建議進一步完善市場機制，加快完善儲能電站參與電力市場相關(guān)配套政策及實施細則，保障新型儲能更好地融入電力市場；通過價格信號激勵各類經(jīng)營主體自發(fā)配置儲能資源，引導社會資本參與新型儲能建設(shè)；盡快完善新型儲能商業(yè)模式，促進新型儲能、靈活性煤電、抽水蓄能等各類靈活性資源合理競爭。
經(jīng)濟觀察報報道也援引專業(yè)人士建議指出，只有加快完善現(xiàn)有電力市場體系中的儲能政策體系，讓儲能項目在項目建設(shè)審批、充放電次數(shù)保障、交易機制和結(jié)算等方面有“法”可依，投資企業(yè)有合理收益預期，這一產(chǎn)業(yè)才能真正邁上發(fā)展“快車道”。
也就是說，新型儲能的高收益率受地方政策、地方網(wǎng)架結(jié)構(gòu)與負荷特性、電力市場化水平、儲能商業(yè)模式等多種因素影響，只有在完美的情況下，才能實現(xiàn)理論上的高收益率。否則，就會是現(xiàn)實中的儲能利用率低。
當我們在看到更多分析報告中對儲能收益率的高預測之外，更需思考部分地區(qū)儲能低利用率的現(xiàn)實。在理論計算與實際表現(xiàn)的差異中，獲得對儲能產(chǎn)業(yè)更深的理解。
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