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伍夢堯

中國電力企業(yè)聯(lián)合會發(fā)布的《新能源配儲能運行情況調(diào)研報告》指出，基于其開展的一項以全國三分之二的新能源配儲裝機為對象的調(diào)研結果來看，當前，我國新能源配儲能等效利用系數(shù)為6.1%，僅為電化學儲能項目12.2%的平均等效利用系數(shù)水平的一半，項目利用率不高。

新能源與儲能項目“打捆”建設，在我國已不算是新鮮事兒。新能源配置儲能，能夠實現(xiàn)平抑新能源輸出功率波動、提升新能源消納量、降低發(fā)電計劃偏差、提升電網(wǎng)安全運行穩(wěn)定性等多重作用，其效果和發(fā)展前景早已得到業(yè)內(nèi)肯定。

當前，我國有不少省份已發(fā)布政策要求“新能源配儲”，并對時間和比例進行了明確限定。例如，海南省發(fā)展改革委在2021年初就發(fā)布《關于開展2021年度海南省集中式光伏發(fā)電平價上網(wǎng)項目工作的通知》，明確每個申報項目規(guī)模不得超過10萬千瓦，且同步配套建設備案規(guī)模10%的儲能裝置。湖南省發(fā)展改革委也在其《關于開展2022年新能源發(fā)電項目配置新型儲能試點工作的通知》中指出，湖南省內(nèi)風電、集中式光伏發(fā)電項目應分別按照不低于裝機容量的15%、5%比例（儲能時長2小時）配建儲能電站。

伴隨我國能源綠色轉型的日漸深入，以風電、光伏發(fā)電為代表的新能源占電源總裝機比重會越來越大，甚至在部分省份成為主力電源。這種情況下，通過配置儲能“削峰填谷”提升地區(qū)電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，已成為電網(wǎng)安全發(fā)展的重要選項。然而，正如《新能源配儲能運行情況調(diào)研報告》所說，仍有不少問題正在遲滯行業(yè)發(fā)展步伐。

首先是成本。儲能項目至少上千萬元的建設成本，在一定程度上沖淡了配儲帶來的成本優(yōu)勢。尤其是近兩年來，作為儲能原材料之一的碳酸鋰價格飛漲，截至今年11月中旬，電池級碳酸鋰價格已上浮至59萬元/噸，不斷刷新歷史紀錄的同時，也讓我國儲能系統(tǒng)的成本沖高至每瓦時1.6~1.9元。在上游價格飛漲、下游市場卻為追求平價“拼命”壓低價格的情況下，不少項目業(yè)主望而卻步。

其次是商業(yè)模式。當前，我國新能源配儲能收益主要來源于電能量轉換與輔助服務。然而，與此相關的成本疏導機制、投資回報機制、市場化機制等多項市場、價格機制尚未完善。長久以來，并不清晰的商業(yè)運行模式，難以充分激發(fā)市場主體的投資熱情。

2021年以來，青海、湖南、山東等十余個省份陸續(xù)啟動共享儲能機制，引導由第三方投資建設的集中式大型獨立儲能電站，在滿足自身電站需求的同時，也為其他新能源電站提供有償調(diào)峰服務。共享這一模式的出現(xiàn)，不僅有助于提升儲能項目利用率和盈利水平，而且為儲能商業(yè)模式的發(fā)展與成熟提供更多有益探索。

新能源配儲能，不應只是簡單的1+1=2。想要儲能項目發(fā)揮更大作用、實現(xiàn)更多價值，還要進一步加快技術創(chuàng)新以降低儲能項目度電成本，盡快理順電價機制、完善商業(yè)模式以保障項目整體盈利空間、激發(fā)社會投資熱情，方能實現(xiàn)儲能系統(tǒng)效率和效用的最大化，真正做到為新能源發(fā)展保駕護航。

責任編輯：沈馨蕊

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