新能源侧储能租赁拉开序幕 将大大降低储能设备投资成本

近年来，伴随着新能源快速发展，湖南电网峰谷差逐年增大，调峰压力空前。相关数据显示，2019年，湖南省网最大峰谷差已达15.57GW，平均峰谷差8.8GW，位居各省电网公司首位。

为缓解日益严峻的电网调峰形势、促进新能源消纳，今年3月，经多方协商，湖南省28家企业做出了新能源项目配套建设储能设备的承诺。但据记者了解，截至目前，因储能投资成本巨大，兑现配储承诺的企业寥寥无几。

记者注意到，为解决储能建设投资难题，国网湖南综合能源有限公司（下称“国网湖南综合能源”）积极探索储能商业化推广“新出路”，于11月11日发布储能设备租赁招标公告，正式拉开了新能源侧储能租赁“大幕”。

共建共享“新思路”获认可

所谓新能源侧储能租赁，即由国网湖南综合能源租赁储能核心设备，建设储能电站，然后以出租储能电站使用功能的方式，为新能源开发商提供电量消纳服务。

招标公告显示，国网湖南综合能源对规划建设的湖南郴州韭菜坪22.5MW/45MWh、娄底九仑7.5MW/15MWh、永州蚂蟥塘20MW/40MWh、邵阳磨石10MW/20MWh，合计60MW/120MWh新能源配套电化学储能电站工程，向储能企业租赁核心设备。租赁期限为10年，四个项目合计年租金最高限额3950万元，10年累计租金3.95亿元。

“储能企业向国网湖南综合能源出租核心设备外，其还承担租赁期内储能电站核心设备的运维、检修工作；而储能电站站内设计、建设与其他相关设备等投资都由国网湖南综合能源买单。也就是说，储能电站的建设、运维等成本将由国网湖南综合能源与新能源开发商两方共同承担。”知情人士指出。

在投标人资格审核方面，公告要求，投标方5年内须具有兆瓦级储能项目电池或PCS成套设备供货业绩，或储能项目建设出租业绩，项目总装机容量不小于10MWh。

“强调储能设备供货业绩与装机容量是为了保障储能电站后期的正常运行，避免市场乱象。”国网湖南综合能源储能事业部负责人黄博文说。

记者了解到，目前，国网湖南综合能源已与多家储能厂家、新能源开发商达成初步共识，按照公告要求，项目将于合同签订后60日内完成投运，预计并网测试时间为2021年2月。

新能源+储能应用迈出积极一步

“湖南新能源侧储能租赁模式的推出，将有效缓解目前全省新能源消纳面临的严峻形势。”国网湖南综合能源副总经理单周平在第三届全国电源侧储能技术及应用高层研讨会上指出。

记者了解到，当前，湖南新能源装机量迅速增长，仅以2020年6月为例，并网风电场就达68座，并网容量超445万千瓦，风电装机占比达到14%，水电装机占比已至38%。

今年3月，湖南省发布的《关于发布全省2020—2021年度新能源消纳预警结果的通知》已明确，全省范围内已无新能源消纳绿色区域，现有电网消纳空间严重不足。

“湖南电网对于储能有着迫切、持续的需求。”国网湖南省电力有限公司电力科学研究院院长周卫华指出。

根据相关报告，预计到2025年，湖南省将新增风电装机458万千瓦、光伏装机475万千瓦，届时，将新增储能装机139.1万千瓦/230.7万千瓦时。

但因储能初始投资成本偏高、盈利空间严重不足，导致各方对于投资建设储能项目的积极性并不高。而储能电站租赁模式的推广将大大降低储能设备投资成本，缓解了“无人愿意为配置储能买单”的尴尬局面。

以永州蚂蟥塘20MW/40MWh项目为例，上述知情人士给记者算了笔账：“假设该项目储能电池等核心设备的年租金中标价格为1300万元，新能源开发商租赁储能电站的费用大约为800万元/年，其余储能电站运营费，如设备运维费、电量损耗费等都由国网湖南综合能源承担；而若新能源开发商自配一个20MW/40MWh规模储能，除需支付储能电站约8000万元的初始建设投资外，每年还需额外支付70万元储能电站运维费用、160万元大修技改费用和150万元电量损耗费等，相比之下，租赁储能模式下的储能投资压力将大大减小。”

他补充说，“租赁模式在一定程度上也是‘共享模式’，一个储能电站可同时由电网企业和新能源企业共同使用，共同承担成本。此外，一个储能电站可为一家或多家新能源开发商提供服务，服务项目的数量取决于储能电站与新能源项目的规模。

“湖南新能源侧储能租赁模式的推出，为早期新能源+储能的商业化应用模式迈出了积极一步。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇表示。

五年建成全国领先储能产业中心

目前来看，湖南新能源企业配套建设储能在能源行业、政府监管部门已基本达成了共识。

据湖南省能源局新能源处副调研员张文华介绍：“目前，湖南省政府正牵头制定产业政策和发展规划，力争在未来五年，将湖南打造成全国领先的储能产业创新中心、储能产业制造中心和储能产业应用中心。”

“随着储能租赁模式推广普及，湖南储能行业发展，尤其是电源侧储能、电网侧储能，将迎来建设高峰期。”单周平认为。

但单周平同时指出，目前，储能行业无论是在建设质量管理、并网要求、指标设计等方面，仍存短板。

“目前，储能项目建设、并网管理与电网安全质量要求仍有一定差距，储能系统设计指标有待进一步优化，不同应用场景下的储能容量配置方案需进一步研究。”刘勇指出。

在湖南省电力设计院能源咨询规划研究院能源咨询处副处长曾雅文看来，湖南储能产业下一步规划还需从四方面着手：一是明需求，分情景明确储能需求总量、结构、空间分布等；二是拟方案，拟定储能技术路线、储能规模、储能布局等；三是做比选，比较不同储能方案优劣，提出推荐方案；四是提举措，提出储能商业模式建议、配套政策措施等。

曾雅文补充说：“湖南风电大多集中在湘南、湘西南，光伏电站大多集中在洞庭湖周边的湘北、湘西北区域，两大片区储能需求相对较大，大概率将是未来湖南储能应用场景主战场。”

在储能发展技术路线方面，曾雅文亦指出，“目前，电化学储能技术与抽蓄储能都是湖南储能的主要技术路线，未来，随着储能技术的突破，以电化学储能技术为主的储能发展步伐也将进一步加快。”