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据记者调研发现,自2020年一季度,湖南全省弃风率高达24.42%,其中3月份高达36.2%;尽管通过4月份以来开展的专场交易,弃风率已经下降至6.06%,但距离年初预计3%的目标还有不小差距。“风电降价仍不能解决风电消纳问题,部分风电企业已经开始弃风限电上网了。”业内人士告诉记者。
事实上,湖南省新能源装机规模位列华中五省第二位,而利用小时却位列第四,这与湖南省的电源结构和“风雨同期”的气候环境因素不无关系。仅2月份,湖南统调水电计划发电量24.4亿千瓦时,实际完成月度计划的163.2%;新能源计划发电量10.6亿千瓦时,实际发电量仅完成了月度计划的65.2%。与此同时,即使一季度受到疫情影响,省内用电需求疲软,外购电量依然实现同比增长75.0%,其中祁绍直流长时间保持大方式运行,送电量逆势增长19.4%,进一步加剧了风电弃风。
“按照湖南省‘十三五’规划,今年还有1600兆瓦的新建风电规模投产,到年底全省风电装机将达到6000兆瓦。同时,湖南省非水可再生能源消纳指标从2018年的9%上升到今年的13%,但目前省内峰谷差已经扩大到了50%,风电消纳存在太多不确定的因素,最后的考核压力还是会落在电网企业身上。而为了如期并网,承诺为新能源项目配储能的企业都不太高兴地举了手。”业内人士告诉记者。
“这是一个人为制造的储能需求。”
显然,无论是从运行消纳的角度提高新能源机组的涉网特性,还是提高系统灵活性以接纳更多的新能源装机,从单体体量和技术实现难度比较而言,源侧的灵活性改造都是更容易实施的手段。在新能源发电竞争性配置中,报价相同或报价较为接近时,优先考虑配储能的项目,无论从产业发展的走向,还是道德制高点上的责任分配,由新能源企业弥补自身的短板,在辅助服务市场建设初期则更为符合大部分市场主体的利益。
与此同时,对于年内并网的新能源企业而言,配比一定比例的储能似乎也并不全都是“坏事”——虽然短期内“赔”进去了一笔储能的先期投资,但是对于长期而言,除了可以获取固定电价的收益外,还可以相应减少市场中的分摊考核费用,选择配储能也未尝不是一笔“算得过来的账”。然而,随着平价上网时间节点的来临,此举又是否会随着新能源默默接受命运而成为大势所趋?
“新能源配储能似乎更像是一个人为创造的储能需求。”华北电力大学电气与电子工程学院副教授郑华告诉记者,在合理的市场机制中,有需求自然就有技术解决,而这样的技术方案一定是以经济性、安全性优先的。火电灵活性改造、抽水蓄能、扩大消纳范围,从技术成熟度和经济性而言都是优于储能的选择。但从现实情况来看,这涉及到新能源与其他电源间的矛盾、外来电与本地电源间的矛盾,以及价格传导和成本分摊机制等等问题,这些问题都已经成为凌驾于储能与新能源利益问题之上“更不好啃的骨头”。
“更值得注意的是,十余个省份配储能的文件,从技术方案路径和解决问题的目标导向来看并不统一,对于储能的技术性能要求、容量配比和规模来说都有明显差异;由于储能的收益在很大程度上受制于电网的调度方式和使用频次,不同的配储能目的也就意味着不同的市场参与方式和盈利场景,这也是与新能源企业配储能义务对等的权益,但是在相关文件中却并没有提及。”郑华说。
显然,如果仅仅是为了解决弃电的问题,配储能的方式难免有“用长期方案解决短期问题”之嫌,如果弃电现象并非长期存在,那么以消纳为目的配置的储能,其长期收益就无从谈起;如果是为了提升并网效果,对于新能源“友好”到什么程度,目前来看都是泛泛的条例。在所有的大前提都很模糊的时候,经济性就成为新能源企业配储能的唯一出发点,在电化学储能电池产能明显供大于求的阶段,出现产业内的压榨和踩踏也就不那么难以理解了。
在故事的A面中,储能产业的价值挖掘已经与产业发展的初衷发生了明显的偏离,在鲜有对高比例可再生能源系统下电力系统对储能需求的基础性分析,以及与之相匹配的长期机制、行业标准和利益分配手段时,过早地将储能推向系统决策的平台,引发的不仅仅是储能技术应用的倒退。
当最后一批带补贴的项目落地后,平价上网项目是否还会继续为储能买单?已经入场的储能设备又是否能在技术效果和经济潜在价值等方面,得到系统、市场和包括自身在内的多方认可?在政策储备和市场机制都不明确的阶段,留给储能的,恐怕也只有喧嚣过后的虚假繁荣。
故事的B面:尴尬与愿景长期并存,
储能发展更需要稳定的市场预期
只要在搜索栏中检索“储能”二字,无数“爆发元年”“储能春天”“朝阳产业”的字眼,都会与产业目前所处的尴尬境地形成刺眼的反差。
一直以来,电化学储能优于水电和火电的响应速度和精度,以及不受地理条件制约和提供“供需解耦”的技术特性,在国外市场得到了充分的应用验证。随着2014年国家大力推广电动汽车产业政策的实施,电化学储能的成本随之快速下降,我国也凭借此举,坐上了全球电化学储能装机的第二把交椅。随之,被冠以“系统颠覆者”“能源转型最后一公里”等诸多光环的储能,在国内市场里收割了无尽美誉和众望。
在学界眼中,储能并不缺少应用场景,每一个场景都会带来无限的价值想象空间,作为技术特性和经济性劣势极为明显的新生市场主体,储能也一直在努力寻找着价值内化的途径。但在实际应用中,囿于技术突破和价值回报路径的贫乏,在没有更高级别的政策依据和行业共识下,储能在市场利益主体的博弈中显得无所适从,始终游走于规模化商业应用“元年”的前夜。
“国外的储能之所以在近几年突飞猛进的发展,一方面是迫于实际需求,另外一方面是仰仗于成熟的市场机制。”郑华介绍,“以美国和澳大利亚为例,众多的用户选择光伏+储能的模式,很大一部分原因是接入或者扩容的费用远高于自发自用的模式,因而倒逼出了很多新的商业模式。反过来看,国外众多与新能源相关的商业模式频繁涌现,都是基于已经确立的、成熟的市场机制,以及储能在市场中独立主体身份的确认。而我国的能源转型与电力市场化改革基本上是同步进行的,在很多外部环境因素不具备的前提下,使得电力体制改革成为能源改革的领先者,需要不断去试探经济体制、政治体制方面的诸多问题,这也使得改革的进程尤为艰难。如果不着眼当下解决历史遗留而单纯强调未来,构画出来的都将是不切实际的愿景。”
“无需过分期待市场在单一层面的作用。”
当下,不论是国家的政策导向,还是企业的发展布局,随着能源互联和低碳化发展路径的推演,储能必将在大规模可再生能源电力系统中占有一席之地。
尽管经济规律和产业发展逻辑都在暗示着储能集约化、聚合化的发展路径,兼具社会责任并处于系统优化中心地位的电网企业,是投资、推动储能平台化发展的最佳主体。但现实情况释放出的信号也同样表明,发电侧的集成化发展将接棒以往模式,“电网侧共享储能”将以“第三方独立辅助服务提供者”的市场角色,在储能于电力产业链条中的迁徙,带给产业现象级变化的开端。
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