本報記者 李麗旻《 中國能源報 》（ 2021年10月18日 第 03 版）
繼河南、山東、安徽等省份后，10月9日，河北省能源局發(fā)布《關于做好2021年風電、光伏發(fā)電市場化并網(wǎng)規(guī)模項目申報工作的補充通知》，明確要求“原則上”南網(wǎng)、北網(wǎng)市場化項目配建一定的調峰能力。這也標志著河北成為最新一個提出新增風電項目配儲要求的省份。
缺少盈利模式
據(jù)記者不完全統(tǒng)計，自2020年初至今年10月，全國已有十多個省份陸續(xù)發(fā)布了新能源強制配備儲能的要求。從目前發(fā)布的文件來看，各省份配備儲能的要求大致包括了“儲能規(guī)模在項目容量的10%—15%”“連續(xù)儲能時長2—3小時”等條款，同時也要求配備的儲能設備需具備調峰能力，并與市場化項目同步建成并網(wǎng)。
新能源項目強制配儲的“大潮”基本已席卷全國，但主動響應的風電開發(fā)商卻“寥寥可數(shù)”。“現(xiàn)在已經(jīng)獲得核準的陸上風電并網(wǎng)項目中，如果沒有前期要求，開發(fā)商基本沒有主動配備儲能設施的。”一位不愿具名的風電業(yè)內人士在接受記者采訪時表示。
截至10月14日，記者查閱了甘肅、廣西等多省區(qū)發(fā)布的風電市場化項目公示，其中顯示，配備有儲能的項目仍只占少數(shù)，儲能配備規(guī)模也大多僅在項目容量的5%—10%。
“為什么不配儲?不配肯定是因為增加了成本。今年陸上風電行業(yè)已經(jīng)全面平價，開發(fā)商也大多相應調低了利潤預期。”上述風電業(yè)內人士告訴記者。
中國科學院電工研究所教授陳永翀告訴記者：“從目前的成本來看，目前主流應用的電池儲能系統(tǒng)的成本普遍高于0.5元/千瓦時，成本較高，加之國內市場機制建設滯后，絕大部分缺少盈利模式，業(yè)主投資儲能的收益無法保障，因此缺乏自愿安裝的積極性?！?/p>
風電配儲更難
據(jù)市場研究機構天風證券測算，一個風資源相對較好、度電成本相對較低的風電項目，配儲后的成本將增加30%—60%，而對于本身度電成本更高的風電項目來說，配儲后度電成本很可能出現(xiàn)翻倍。
實際上，在業(yè)內專家看來，風電作為一種具有波動性的可再生能源，其配備儲能的情況與光伏儲能也有所不同。據(jù)陳永翀介紹，不像光伏發(fā)電因晝夜差異和短時波動存在更為明顯的峰谷特性，風電消納匹配性較差，可能存在連續(xù)數(shù)天大風或無風天氣的情況。風儲結合應用的關鍵應在于通過合理的容量配置和適當?shù)倪\行策略，來抑制因波動性和間歇性引發(fā)的系統(tǒng)沖擊。
據(jù)了解，為保證相對穩(wěn)定的功率輸出，國內主流整機廠商也采用了風機變槳系統(tǒng)，采用高功率電池或超級電容器作為功率型儲能系統(tǒng)，以確保風機在風速波動的情況下保持相對穩(wěn)定的功率輸出，以及在風力過大時能夠讓風機槳葉恢復到空檔，實現(xiàn)安全停機。然而，功率型儲能系統(tǒng)具備一定的調頻功能，但不具備調峰能力。
在此情況下，陳永翀指出，相對于光伏配儲而言，理想的風電配儲調峰對于儲能時長的要求更長，連續(xù)儲能時長或需達到4—10小時，這一要求對于儲能系統(tǒng)的度電成本要求也將更為苛刻。
期待政策破局
面對各地的配儲要求和相對高昂的配儲成本，在業(yè)內看來，建立健全的儲能價格機制以及有效的“新能源+儲能”項目激勵機制將成為未來破局關鍵。早在今年7月，國家能源局就曾發(fā)布《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，文件提出到 2025 年，實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉變，其中“建立電網(wǎng)側獨立儲能電站容量電價機制、研究探索將電網(wǎng)替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收”的表述一度振奮市場。
多位業(yè)內專家指出，目前風電配儲主要仍是由各地政府與電網(wǎng)公司強制要求。要構建以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)，還需要相應的政策支撐，同時也需要各利益相關方轉變觀念，共同探索可行的商業(yè)模式。
值得注意的是，隨著可再生能源平價時代到來，多位業(yè)內專家也指出，技術的不斷創(chuàng)新進步也將為風電配儲帶來新的市場空間。
上述風電業(yè)內人士指出：“今年以來風機設備價格快速下降，陸上風機單機功率也在持續(xù)提升，部分以前算不過賬來的項目換上大機組后，現(xiàn)在也算得過來賬了，開發(fā)商也有了一定的盈利空間?！?/p>
陳永翀也表示，隨著可再生能源配備的電化學儲能技術逐步走向成熟，安全性、成本和資源的可持續(xù)發(fā)展方面不斷進步，未來5—10年內電池儲能系統(tǒng)的度電成本將有望降至0.2—0.3元/千瓦時的水平。
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