储能危与机

 

商业探路
 

　　储能的商业机会在哪里？从几年来众多企业的不断的探路、试错来看，具备商业机会的项目是特殊条件下的某些应用场景，它们是“点”，却并未形成具有普适性推广价值的“面”。
 

　　作为国内最大的用户侧储能运营企业，南都电源在国内有过非常成功的用户侧投资案例。2017年7月，南都电源无锡新加坡工业园智能配网储能电站项目投运，电站总功率为20兆瓦，总容量为160兆瓦时，可实现日输出电量16万千瓦时。南都电源互联网公司董事长吴贤章告诉记者，该项目投运之初执行的峰谷电价差大约在0.78元/千瓦时左右，电站目前每年收益2000多万，收益率可达10%。
 

　　尽管理论上用户侧储能项目在峰谷电价差达到0.7元/千瓦时以上的地区盈利能力尚可，但实际上在目前的机制和成本下项目收益非常脆弱。2019年，在经济形势下行压力以及江苏省实行企业安全环保整顿、全社会用电需求趋弱等因素的冲击下，南都电源的用户侧储能项目普遍压力巨大。而无锡新加坡工业园区项目之所以坚挺，是由于园区内企业用户质量较高，用电负荷比较稳定。“但这样的优质项目和优质用户非常稀缺，是可遇不可求的。这从侧面反映了现行机制下储能在用户侧的盈利空间非常有限，因此我们现在对于项目的风控管理会更加严格。”吴贤章说。

　　目前，在国内储能市场中，市场表现较好、项目能够保持持续增长的是火电储能联合调频项目，但这一市场的局限性也很明显。火储市场是一个零和市场，收入来源有限，随着参与市场的主体不断增加，市场很容易形成饱和。

　　中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华表示，火储市场目前仅在华北、内蒙古和广东比较成功，是因为辅助服务的初始价格合理并引入了竞价机制，解决了储能参与辅助服务从无到有的问题。其它地区象征性的低价根本无法激发市场动力，有些地方因为能源结构特点，虽然价格不高，但设计了发电侧储能多重收益的结构，这需要市场的检验，这类探索应该给予鼓励。

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　　发电侧的另一个重点应用领域——新能源+储能的模式，理论上极具发展潜力，但实际上问津者寥寥。2017年，青海省发改委曾要求当年330万千瓦风电开发项目按照建设规模须配套10%的储电装置，但最终在各方争议之下不了了之。由于受益主体之争一直没有定论，无论是新能源发电场还是电网，都不愿意为增加储能设备买单，这也是导致青海风储“乌龙”事件的原因。
 

　　今年上半年，新疆自治区发改委发布《关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知》，公示了首批发电侧光伏储能联合运行试点项目名单。《通知》规定，对于参加试点的36家光伏电站，从2020年起每年增加100小时优先发电电量，持续五年。新疆光储市场也由此成为2019年中国储能市场中一束振奋人心的微光。　　

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　　业内围绕新疆给予的每年100小时优先发电电量有两种不同的理解。一种理解是，直接给光伏电站增加100小时发电量，那么100兆瓦的光伏电站收入每年会多300万~500万元；另一种是，在原有保障收购小时的基础上，增加100小时。即由交易电量转为保障电量，如原本600小时，变为700小时保障量，其余依然为交易电量。这样这100小时发电量大概每度电会多出几分到一两毛的收益，算下来，100兆瓦的光伏电站，每年的收益会增加几十万元不等。显然，同样的100小时，两种算法导致的收益差距甚大。现在的局面，很可能是按第二种走，收入会有所增加，但增加的幅度只能说聊胜于无。
 

　　华能清洁能源技术研究院储能研究所所长刘明义认为，储能成本下行的曲线和应用场景收益的曲线还没有实现全面契合，虽然在个别场景能契合，但不具有普遍的推广性。比如光伏电站加装储能如果要获得良好的收益需要具备以下条件。其一，加装储能的光伏电站能享受较高的电价。如果是平价上网的光伏电站，相对于加装储能，可能放弃一部分消纳电量更加划算。其二，不仅要评估该电站所在地区的弃光率，也要分析其弃光特性是否均匀分布在全年。
 

　　刘明义以青海、新疆和宁夏为例，尽管宁夏的弃光率和青海、新疆没有太大的差距，但青海、新疆的弃光特性对于光伏电站加装储能而言更具经济性。“宁夏弃光特性是半年弃半年不弃，储能设备利用率较低，如果和新疆对比，同样容量的储能设备在新疆的光伏电站中每年充放次数可能是宁夏的两倍，相应的项目回收期也更短。”刘明义说。