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三问发电侧配储:既没有身份,也没有权利
  • 2021-03-31 10:56:31
  • 浏览:2815
  • 来自:中国能源报

  据记者了解,山东省《关于开展储能示范应用的实施意见》将于近期出台,今年2月,该省还曾印发《2021年全省能源工作指导意见》,提出建立独立储能共享和储能优先参与调峰调度机制。

  

  山东并非个例,虽然各省市纷纷出台相关政策支持储能产业发展,但从目前公布的全国和各省开发建设方案来看,储能义务集中在了发电侧,且责任主体并未局限在新增项目当中,而是在向存量项目蔓延。

  

  是否必要?

  

  当前,发展储能的核心原因有二:对内,提升电能质量;对外,降低限电风险,发电侧配储能可以起到哪些作用?是否存在必要?

  

  储能行业资深投资专家张大鹏认为,发电侧配储能,尤其是可再生能源发电装置配储能核心目的就是为了缓解弃风弃光、改善可再生能源发电质量,最大限度提升新能源发电的消纳水平,另外,储能装置本身除了可以实现上述功能外,还可以参与地方电力现货市场交易,满足区域电力灵活性调度需求。

  

  “个人认为,当前地方政府强制发电侧配备储能,主要还是为了加快可再生能源快速发展的‘缓兵之计’,地方新能源产业的发展不可能等待电网侧储能发展成熟后再追赶,因此发展分布式电化学储能装置就是当下最适合的解决方案。”张大鹏说。

  

  盛世景资本智造中国投资总监吴川告诉记者,发电侧配储能的核心目的是实现电源的可调度性,包括调频和调峰两种能力的优化。目前,传统电源侧重辅助调频,新能源侧重平滑和弹性输出。“从更宏观的视角来看,‘储’本身就是能源系统中的必然结构,未来也不可或缺。”

  

  是否对等?

  

  记者发现,目前配置储能的权利义务明显不对等。回顾最早期的新疆项目试点政策,增加储能后会有保障小时数增加的回报,但现在梳理各地的政策,强配储能后的权利只字未提,比如,没有做出新增平价项目能够签署连续20年PPA的承诺、没有配储能项目必然不限电、储能设备会被按照要求逐日调用、不再需要分摊调峰费的承诺。

  

  张大鹏认为,当前阶段发电储能投资人还是相对弱势。“主要是由于发电侧储能的商业模式都是由三方投资的收入分成模式,其并网、结算都需要借助电厂的‘通道’,如电厂消极应对、拖欠费用、或因其他原因长时间停机都将对投资人带来不利影响。”

  

  在吴川看来,2019年以来,光伏和风电的发电成本接近火电,产业逻辑发生了变化,叠加“30·60”双碳目标政策支持,行业热情非常高。但是,近来,各地发布了对新能源配储能的要求,规定了配置储能的义务,虽然能够提高新能源电的质量,却推高了新能源发电成本。目前,政策的制定滞后于产业发展,权责利的划分不够明晰,“权利”滞后于“义务”,会损伤投资者的热情。

  

  是否可行?

  

  在传统能源体系中,煤炭、油、天然气等化石燃料承担“储”的功能,向电网输出“二次电力”,是“储+发”的一种电源形式。未来光伏、风电等“一次电力”成为主要电源,电源侧必将演化为“发+储”的电源形式。“储”的内涵也从储存化石燃料演化为“储电”。

  

  吴川表示,现阶段,锂电池储能辅助调频和新能源并网,已经验证了储能在发电侧的功能。但是发电侧配储能仍需面临技术和政策两大难点,首先,低成本的中等规模储能技术和高可靠性辅助调频储能技术尚不成熟,需要尽快示范和推广;其次,各种形态的储能方式加入电网,对并网和调度提出更高的要求,电网也需要进行装备和技术革新。同时,“储能”方式改变,电网参与主体的关系也发生了改变,相关政策需要跟上。

  

  不过就现阶段发电侧配储的时间节点来看,张大鹏建议,在当前各地纷纷出台强制配储的背景下,发电侧最关键的是需要在成本控制的同时,防范储能产品质量、安全风险,不断优化提高储能装置运营效率。

  

  “另外,要积极参与区域电力现货市场交易,增加储能装置盈利能力,培养现货市场交易团队,积极探索创新‘新能源发电+储能’合作模式,如在区域内建立大规模独立储能电站,通过与独立储能电站租赁容量、现货交易等多种合作方式,减少自身投入,最大程度发挥储能装置在区域内的‘海绵’效应。”张大鹏说。

【责任编辑:sunnyz】
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关键字阅读: 发电侧储能
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