新能源配儲能的價值不言而喻。一則儲能可以調(diào)節(jié)新能源出力，提升新能源并網(wǎng)友好性;二則新能源可以依托儲能參與系統(tǒng)調(diào)峰、調(diào)頻、黑啟動，獲得輔助服務(wù)收入;三則儲能可以降低限電損失，削峰填谷，投資人可以斬獲峰谷電價剪刀差;四則儲能可以打通“源網(wǎng)荷儲氫”的壁壘，打造電力系統(tǒng)閉環(huán)生態(tài)，創(chuàng)新能源產(chǎn)業(yè)形態(tài)和商業(yè)模式。
儲能之弱，弱在儲能市場競爭格局不明，不同技術(shù)路線的驗證還在路上，儲能投資成本高、投資收益率低，輔助服務(wù)、儲能投資補償?shù)葯C制不健全，商業(yè)模式難以落地，電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲能投資積極性不足。
問題來了，電力系統(tǒng)的調(diào)峰責(zé)任誰來承擔(dān)?調(diào)峰成本誰來支付?單單依靠壓減火電出力不是長久之計，電力系統(tǒng)配儲能不僅必要，而且非常重要。
但是，能源系統(tǒng)的問題需要產(chǎn)業(yè)鏈各方通力協(xié)作，而非產(chǎn)業(yè)鏈一方借用產(chǎn)業(yè)優(yōu)勢地位，凌駕于其他能源主體之上，若在電源側(cè)強制配儲能，此舉不雅。
湖南、湖北、河南、遼寧、內(nèi)蒙、山東等地次第發(fā)布的新能源平價項目申報、競爭配置資源等文件中均提到鼓勵新能源項目配儲能。雖未有強制之意，但實際上新能源企業(yè)心知肚明，若新能源項目不配備儲能參與調(diào)峰，新能源并網(wǎng)接入時間表將被后置。電網(wǎng)企業(yè)在項目接入方案中，也會選擇將配置儲能作為前置條件。如此，平價風(fēng)電強配儲能可能成為常態(tài)。
一般而言，新能源配置儲能比例在1020%。以三峽新能源青海錫鐵山流沙坪二期風(fēng)電(100MW)項目為例，項目按照10%規(guī)劃配置儲能系統(tǒng)，共設(shè)置5個2.52兆瓦/2.408兆瓦時儲能子陣，總規(guī)模12.6兆瓦/12.04兆瓦時。項目是三峽集團首個“風(fēng)電+儲能”配套工程，已經(jīng)開工建設(shè)。
根據(jù)項目中標(biāo)結(jié)果公示，上海勘測院中標(biāo)該項目儲能EPC總承包工程，中標(biāo)價格為1977.9557萬元。據(jù)此測算，配套儲能工程后，風(fēng)電項目單位千瓦投資增加200元左右。經(jīng)濟測算顯示，以2019年核準的四類資源區(qū)項目為例，工程造價每增加200元/千瓦，項目內(nèi)部收益率(稅后)將下降0.4%，全生命周期凈利潤減少3000萬元左右。
在新能源競價、平價的進程中，新能源項目對工程造價、電價、發(fā)電小時數(shù)等因素異常敏感。如果儲能配比進一步提高，項目工程造價進一步提高，項目投資將不具備價值。相比之下，光伏發(fā)電對儲能的敏感性則更高。
新能源側(cè)配儲能是未來的產(chǎn)業(yè)生態(tài)，宜緩不宜急。儲能既需要堪當(dāng)大任，又需要不斷在技術(shù)進步、成本下降上迭代。只當(dāng)儲能系統(tǒng)成本不斷下降、儲能商業(yè)化應(yīng)用不斷成熟，“新能源+儲能”才能豎得起、立得住。
