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新能源强制配储愈演愈烈 | 海松·视界

来源: 搜狐汽车 时间: 2023-07-11 22:55:04

从鼓励引导到不建受罚,新能源配储比例、时长呈现不断走高趋势。

业内呼吁已久的“叫停新能源强制配储政策”不但没有叫停,反而有愈演愈烈之势。


【资料图】

今年以来,河南、山东、广东等地陆续发文加快新型储能发展,要求严格按照开发方案中承诺的储能配比配置储能设施,如未投运,电网不得调度和收购其电力电量。有的甚至提出,按照未完成储能容量对应新能源容量规模的2倍停运其并网发电容量。

纵观新能源配储政策发展,由最初的鼓励引导到成为并网标配,再到不建受罚,配储比例也从原先的10%—20%逐步上升至15%—30%,储能时长从1—2小时抬升至4—5小时,呈现逐步走高态势。业内多次呼吁,新能源配储不能简单“一刀切”,应停止强制措施,配不配、怎么配交给市场选择。那么,究竟是什么原因促使新能源强制配储越陷越深?叫停新能源强制配储的难点又何在?

新能源配储走高趋势明显

6月28日,河南省人民政府办公厅印发《关于加快新型储能发展的实施意见》,要求2021年及以后河南省年度风光开发方案中的新能源项目,要严格按照开发方案中承诺的储能配比配置储能设施,储能设施投运时间应不晚于新能源项目投运时间;如未投运,电网不得调度和收购其电力电量。

无独有偶。6月7日,广东省能源局印发了《关于新能源发电项目配置储能有关事项的通知》,要求未按要求配置储能的新能源发电项目,电网公司原则上不予调度,不收购其电力电量。3月8日,国家能源局山东监管办公室发布关于征求《山东省电力并网运行管理实施细则(2023年修订版)》《山东省电力辅助服务管理实施细则(2023年修订版)》规范性文件意见的通知,明确对于新能源场站实际配建或租赁储能容量不足的,按照未完成储能容量对应新能源容量规模的2倍停运其并网发电容量,直至满足接入批复方案要求为止。

随着新能源规模越来越大,其随机性、波动性、间歇性的特点给电网安全运行和电力可靠供应带来巨大挑战,迫切需要通过储能设施提升调节能力、保障安全。基于此,各地不断加大储能发展力度,乃至上调新型储能装机目标。河南省提出,到2025年,新型储能规模达到500万千瓦以上,力争达到600万千瓦。这一目标较去年8月河南省发布的《“十四五”新型储能实施方案的通知》中“力争并网规模达到 220 万千瓦”的目标提升超一倍。

强制配储是我国当前储能发展的重要驱动力。《中国能源报》记者注意到,自2017年以来,有超过20个省市陆续出台新能源配储政策文件,1—2小时储能时长,10%、15%的配置比例已属常规设置,4—5小时储能时长,20%、25%、30%乃至更高配置比例正不断涌现。

“各地新型储能装机目标设置很高,得想尽办法完成。加上新能源消纳问题,压力很大,新能源配储比例走高趋势明显。”业内人士称。

多重因素驱动的综合结果

那么,有哪些因素推高了新能源配储比例?

“当前,储能商业模式还不成熟,去年电池价格较高,储能项目存在规划多落地少、备案不建设或建而不用等问题。”中关村储能产业技术联盟秘书长刘为向《中国能源报》记者表示,基于此,地方政府不得不出台强制措施,保证配置储能项目落地运行,以保障新能源高效消纳利用,为电力系统提供容量支撑及一定顶峰能力。

“虽然我国各省市的电源结构和负荷特性差异较大,但随着新能源并网规模的快速增长,各省市的调峰缺口呈现的规律基本相似,即时间尺度上由1—2小时向3—4小时、甚至4—5小时扩展,平衡上由单季节短时性电力平衡问题逐步向多季节性、多日持续性电力电量紧平衡问题发展。”华北电力大学教授郑华进一步向《中国能源报》记者指出,新能源和储能产业向好趋势明确,加上储能产业赛道的多元化和国企央企等对新能源指标的刚性需求,用资源换产业自然成为地方抓经济的“重点举措”。

当前,我国多地开启储能反配新能源模式,即以储能规模拿新能源项目指标。“新能源项目配建一定规模的储能,是维护电力系统稳定、保证新能源出力的未雨绸缪之举,也在一定程度上设置了新能源开发门槛,要求开发商有实力,理性开发,避免一哄而上拿新能源项目资源。”三峡新能源山东分公司副总经理汝会通向《中国能源报》记者指出,“但‘强配’本身很粗暴,不够舒展,更谈不上优雅。”

当前,配建储能的成本仍主要由发电侧承担,提高配储比例,无疑加重了新能源发电企业的负担,且易滋生低质量储能电站泛滥、配储利用率不足等问题。“成本增加主要来自储能系统成本。”刘为算了一笔账,以100MW的磷酸铁锂电池为例,当前2小时系统EPC成本在1500元/kWh左右,4小时系统成本在1300元/kWh左右。100MW光伏电站(初始投资4亿左右)配置10%、2小时储能项目,其初始投资成本将增加7.5%(3000万元);配建20%、2小时储能项目,初始成本将增加15%(6000万元);配建25%、4小时储能项目,初始投资成本价将增加32.5%(1.3亿元)。

最终要回归市场引导

针对新能源配储成本困境,各地政策也在不断创造疏导条件,比如,鼓励建立共享(独立)储能电站、拉大峰谷电价差,给予一定补贴等。广东对于新能源项目配建非独立储能和用户侧的非独立储能规模在 1000 千瓦时以上的储能项目,给予一次性奖励;河南明确独立储能电站以低于市场价的电价购入电量,输出电价则按照高于市场价,具体为当月煤电市场化交易均价的1.64倍执行,投资主体可在电价的“一低一高”间获得收益。

“这些措施只能疏导部分投资成本。”郑华认为,市场的事情应该交由市场主体决策,缺乏配套成本消纳和成本传导机制的“拔苗助长”会对储能产业造成伤害。要让“真”市场来发现“真”需求,放下“计划”的手,让“市场”发挥作用和价值。

在汝会通看来,新能源配储的关键不在于时长、比例,而是没有建立起相应的成本疏导途径,收益预期普遍不足,配储普遍侵蚀新能源的利润,变成了新能源的“寄生体”,“还是要从电力现货市场角度去思考,尽快建立机制,引导配建储能参与电力现货市场,发挥配建储能和新能源电站的整体联动作用,实现新能源项目的效益最大化。如果形成这样的市场共识,那今天的‘要我配储’就转变为明天的‘我要配储’。”

刘为认为,储能产业已经进入政策和市场双轮驱动阶段,需要平衡产业发展和电力系统承受能力。从长远来看,新能源强制配储只是过渡性政策,随着与储能价值相匹配的电力市场机制的建立和完善,新能源配储政策所带来的问题会逐步得到解决。

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