新能源配储能 成本难题怎么破

近年来，随着我国新能源发电规模持续扩大，消纳压力与日俱增。特别是今年一季度以来，受疫情影响，弃风、弃光率亦有所抬升。近期，各地新能源发展思路普遍开始强调由“重建设、轻消纳”向“轻建设、重消纳”转变，与此同时，储能再次被纳为促进新能源消纳的标配举措。

记者获悉，今年以来，已有多个省市能源主管部门相继发布暂停新增风、光新能源项目的年度计划。近期，河南、湖南、内蒙古、新疆等地密集出台文件，一致明确将配置储能的新能源项目列入优先支持范围。

就在去年首次被按下“暂停键”的储能事业，再次被推上发展的风口浪尖。被广为看好的储能发展为何如此“戏剧”起伏？记者就此进行了调研采访。

多地刮起新能源标配储能“风”

“在平价风电项目中，优先支持配置储能的新增平价项目。”近日，河南发改委印发《关于组织开展2020年风电、光伏发电项目建设的通知》中提出明确要求。河南是近期继新疆、山东、安徽、内蒙古、江西、湖南之后，第七个将“新能源+储能”列入优先支持范围的省份。

此前在3月23日，国网湖南省电力有限公司下发《关于做好储能项目站址初选工作的通知》（下称《通知》）。《通知》称，为解决新能源消纳问题，经多方协调，已获得三峡新能源、三一中能、华能湖南清洁能源公司等28家企业承诺配套建设新能源储能项目，新能源储能项目总计388.6MW/777.2MWh，与风电项目同步投产，配置比例为20%。

湖南作为在国内风电技术领域具有独特优势的省份，多年来一直非常重视风电发展。截至2019年底，全省累计建成并网风电项目装机容量427万千瓦，在非水可再生能源中占比最高。

根据国网湖南经研院发布的数据，预计到2021年，全省风电装机规模将达800万千瓦。若按上述新增项目+20%储能的配置比例执行，届时风电配套储能的规模无疑将持续扩大。

3月25、26日，新疆、内蒙古相继发布《关于做好2020年风电、光伏发电项目建设有关工作的通知（征求意见稿）》、《2020年光伏发电项目竞争配置方案》，不约而同提出“优先支持光伏+储能项目建设”。

其中新疆提出，积极推进新能源并网消纳，组织新能源企业参与电力市场交易和储能设施建设，重点推进阜康、哈密等抽水蓄能电站建设，积极推进阿克陶、阜康二期、达坂城等抽水蓄能电站规划及前期论证工作；继续推进南疆光伏储能等光伏侧储能和新能源汇集站集中式储能试点项目建设。

内蒙古则提出光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上。针对风电场，内蒙古积极推动乌兰察布市600万千瓦风电基地及配套储能设施建设。

从上述几个省的政策文件不难发现，鼓励电源企业建设储能设施，以消除新能源消纳障碍被各地给予厚望。

新能源配备储能成大势

储能系统与光伏、风电等间歇性可再生能源相结合的应用形式，具有平抑可再生能源发电波动、跟踪发电计划出力、电量时移等作用。因此，一直被视为医治弃风和弃光顽疾的“良药”。而储能与可再生能源相结合，已成为全球储能领域发展的重要方向之一。

“储能不仅能够缓解新能源弃电率，还可以参与调峰。因此，我们新疆维吾尔自治区从上到下都十分支持储能的发展。”新疆发改委知情人士对记者说。

“风电、光伏本身具有不可控性，加之新能源出力正好和用电高峰相反。”在中国光伏行业协会副秘书长王世江看来，给新能源项目配备储能，已是大势所趋。

“根据国家二次能源消耗的规划，到2050年火电比例要下降到50%以下，如果风光新能源的发电比例达到20%，储能将成为可再生能源发电占比较大区域的必然选择。”有业内人士分析称。

该人士进一步分析指出，随着智慧能源的推广，智能调度给电源供给侧提出了更高的要求，要做到电源随要随有，同时尽最大可能减少风光水的丢弃，储能确实是不二之选，这也是储能存在的重要意义。

缺乏合理机制“标配”恐难落地

近年来，我国储能产业的发展曾一路高歌猛进，其中电化学储能表现最为突出。

然而，让人印象深刻的是，去年国家电网曾两度明确叫停电网侧电化学储能项目。去年年底，新疆发改委亦叫停了多达31个新能源发电侧储能项目，仅保留了5个试点项目。2019年因此被视为储能发展进入“寒冬”的转折年。

谈及缘何取消诸多新能源发电侧储能项目，上述新疆发改委知情人士对记者说：“主要是到了供暖季时，很多企业拿到项目之后并没有开动。为了保证示范项目的严肃性，我们叫停了那些项目。今年上半年，我们将会出台一些辅助服务的规则，进一步促进储能在新疆的发展。”

然而，谈及不少储能项目缘何“圈”而不建，多位受访人士直指，成本偏高致储能项目缺乏经济性是主因。

公开数据显示，尽管电化学储能成本呈逐年下降趋势，但目前仍高达0.6—0.8元/kWh，远高于抽水蓄能电站0.21—0.25元/kWh的度电成本。安装、运行成本之外，融资成本、项目管理费等附加费用也很高。

储能系统虽然在提高风电接入能力方面能够“帮大忙”，但配储能设备的成本由谁来出，成为这一模式是否能够顺利推行的关键。

就湖南而言，为新能源项目标配储能的积极举措，对于已陷入低谷的储能行业而言，无疑是一剂“强心针”，但复杂的经济账却足以让风电开发商们陷入进退两难的尴尬境地。

有测算指出，储能建设费用按1MWh200万元计算，《通知》中所述配套储能设备所需额外支持费用高达15.5亿元。

业内人士指出，在被要求配套20%的储能承诺后，风电投资成本进一步增高，已经很难满足投资收益率的要求，将严重挫伤风电企业的投资积极性。“储能目前还处于大规模推广的初期，需要给予一定支持。”王世江坦言。

业内普遍认为，若缺乏合理的机制和明确的投资回收路径，储能在新能源领域的应用未必能够达到预期。“稍有不慎，就会变成新疆‘100小时’（新疆发改委2019年印发《关于在全疆开展发电侧储能电站建设试点的通知》指出，配置储能电站的光伏项目，原则上增加100小时计划电量。——编者注）的翻版，很难落地执行。”

中国电力工程顾问集团华东电力设计院智慧能源研究室主任吴俊宏近期就表示，如果缺乏合理的机制和明确的投资回收逻辑，可再生能源发电侧储能的推行必定困难重重。

在吴俊宏看来，强配对储能产业来讲未必是好事，因为没有买单机制，开发商只愿意花更少的钱来解决问题。

有储能相关从业者认为，储能要想像光伏、风电一样快速发展，需要国家的补贴政策扶持。如果要强推储能，必须出台相应的补贴机制、奖励机制，否则很难落地执行。

王世江亦建议，在储能发展的初期，国家如能给予一定电价政策支持，对提升企业积极性、实现平稳发展，进而让储能产业实现良性循环发展会有很大帮助。