怎么才能不讓上億投資變成“磚頭”

新年伊始，一派留言突然在儲能圈中流傳開來：以五大六小為代表的央國企電力集團將全面放棄鋰電池儲能項目，原因是收益率太低。傳言中特別點到華能集團甚至叫停了已經過會的項目。




隨后，留言傳出了新的版本：

市場今日傳言五大六小全部放棄鋰電儲能項目，經我們了解，此言非真。

國電投：不存在停止項目的相關文件，2024年風電光伏儲能氫能等全部投資計劃按收益率排名，而非之前只要滿足IRR7%-7.5%的要求就可以投資。

三峽：目前新能源配儲的強制要求并沒有降低，依然需要滿足配儲的要求。

華能：對儲能項目比較謹慎，獨立項目基本不批復，配建的會批。

雖然新的留言從某種意義上為此前“一刀切”的留言進行了辯白，但也看得出來，獨立儲能項目的收益率之低已經開始讓業主們心存芥蒂。

也就是說，除了強制的新能源配儲之外，其他形式的儲能都可能會面臨嚴苛的考驗。

但新能源配儲就一定安然無恙嗎？

2017年，青海省“要求列入規劃年度開發的風電項目按照規模的10%配套建設儲電裝置”，拉開了新能源配儲的序幕。

直到2020年，新能源項目強制配套儲能設施才開始逐漸普及開來。由于中國迅猛增長的新能源發電裝機，讓儲能市場開始異常火爆。


強制配儲雖然讓儲能搭著新能源發展的順風車實現了規模上的飛躍，但這些配置下來的儲能卻并不能實際發揮作用、接受電網調度。成為實質上的新能源建設成本，而不能帶來收益。

“新能源配儲已經處于一種非常尷尬的境地，甚至是一種浪費。”有發電企業相關人士如此評價。

配儲現狀

2022年11月，中電聯發布了《新能源配儲能運行情況調研報告》。報告分析了配出項目的實際運行情況。

其中電化學儲能項目實際運行效果較差，平均等效利用系數僅12.2%。新能源配儲能利用系數僅為6.1%，火電廠配儲能為15.3%，電網側儲能為14.8%，用戶儲能為28.3%。

而在實際裝機當中電源側儲能的規模最大，電源側、用戶側、電網側儲能裝機占比分別為49.7%、27.4%和22.9%。電源側儲能中有相當多一部分是新能源配儲。

新能源配儲規模大，而利用效率卻更低下。實際情況到了2023，乃至2024年也并未得到改善。

“從我們了解到的情況來看，華能集團內部的新能源配儲項目年調用率只有不到7%。”一位華能內部人士告訴《能源》雜志記者，“這么大規模的配儲，這么多的成本，最后都變成了一堆磚頭。”

山東省既是新能源大省，也是電力現貨市場改革推進較快的省份。其獨立儲能項目可以相對更多地進行市場化收益。“但是對于新能源配儲來說，基本上只有很少的調用。而且配儲調用也沒什么費用。”山東電力市場專家說，“配儲的收益模式還是很缺乏的。”

然而想要建設一個配儲項目，所付出的成本也并不小。

我們以2023年的儲能EPC和系統報價來算，2小時儲能和4小時儲能的EPC最低價已經到了1元/Wh的水平；而2小時和4小時儲能系統的報價也都到了1元/Wh以下的水平。




即便都以1元/wh的價格計算，配儲在新能源電站投資中所占的成本依然較高，基本在10%到30%左右。而且這部分的投入對于業主來說可以說完全是額外的成本，不帶來任何收益。

“如果配儲有助于新能源消納，那業主投資還有點道理。但現在的實際情況是，投了一堆儲能，消納不了的問題還是得不到解決。”

就在前不久，財新傳媒報道新能源大省青海除夏季豐水期外，幾乎大部分時間都面臨缺電困境。而強配上馬的一系列儲能不僅給發電企業帶來成本負擔，而且容量上也難以滿足電力系統大規模儲能的需求。

如何主動配儲？

配儲現狀尷尬的核心原因還是在于無法讓儲能發揮作用，進而帶來收益。解決這一問題、讓業主主動配儲，我們的話題還要回到電力市場化和新能源入市交易上來。

正如前文所述，山東省是新能源大省+電力市場化大省，那么山東的新能源入市之后結果如何呢？

2022年山東市場參與中長期交易光伏電量結算均價為242.74元/MWh，而未參與中長期的光伏結算均價則高達355.27元/MWh。



顯然，入市之后的新能源收益有了明顯下滑，因此山東省內的新能源企業更傾向于不入市。

“不管是山東、山西，還是其他實踐了現貨的省份，所表現出來的實際情況都是新能源場站的現貨結算價格比沒有現貨的價格低。”一位熟悉電力現貨的專家告訴《能源》雜志記者，“這是市場規律的客觀因素。”

造成這一結果的原因是多方面的。首先新能源場站簽署的中長期發電曲線和實際的發電曲線幾乎不能一致。一旦出現較大差別，那么新能源場站就必須在現貨市場中購電來履約。而往往一個區域的新能源場站發電時間、出力大小幾乎一致。所以新能源場站的購電都在高價時段。

“另外，日前市場和實時市場中，新能源的發電曲線也不大可能一致。雖然現在技術水平進步了，新能源預測可以很準確。但只要一出現較大誤差，就有可能給新能源場站帶來不小得損失。”上述專家說，“最后我們也要承認，現在的新能源發電，尤其是光伏發電，都集中在一個時間段。即便是沒有負電價的問題，光伏也只能獲得更低的現貨價格。”

在不考慮新能源發電額外綠色收益的情況下，想要增加新能源發電在未來市場中的收益，就勢必要讓新能源具備一定的自主調節能力。而我們都知道新能源發電的特點就是波動性、隨機性、不可預測性。配儲顯然就是一種可行的方式。

“在現貨市場條件下，新能源配儲是有優勢的。”一位發電企業人士說，“首先就是可以優化新能源的發電曲線，讓新能源場站可以在更合適的時間段參與市場，獲得更高的現貨電價。進一步來說，新能源場站對于中長期、日前和實時發電曲線的偏差也有了控制能力。即便是預測出現了一定的偏差，儲能也可以對曲線進行修正，至少減少損失的情況。”

在這一系列的努力之后，最終的結果就是新能源的結算電價得以提高，這就讓配儲能夠獲得實際的收益。

而這也只是市場化條件下配儲能夠獲得收益的途徑之一。目前國內的獨立儲能已經可以參與相關的輔助服務市場，獲得收益。而配儲卻沒有相應的機制。“從技術上來說，配儲和獨立儲能并不存在輔助服務的絕對差異。如果開放配儲參與輔助服務市場，進行市場化的競爭、接受調度、享受收益，那么配儲的建設或許可以擺脫強制的框架，成為新能源業主的主動選擇。”

作者：武魏楠 來源：能源雜志 責任編輯：jianping