“為了實現(xiàn)碳達峰目標，到2030年我國新能源裝機要達到12億千瓦以上，到時我們至少需要2億千瓦以上的儲能設施?，F(xiàn)在我國的抽水蓄能裝機在4000萬千瓦左右，受制于建設周期問題，到2030年我國抽蓄裝機最多只能達到1億千瓦。那么，剩下的1億千瓦儲能要怎么布局？”4月14日，在第十屆儲能國際峰會暨展覽會開幕式上，國家電網(wǎng)公司總工程師陳國平向全體與會者拋出了這樣的一個棘手問題。

據(jù)記者不完全統(tǒng)計，今年以來，全國范圍內已有超過10個省（區(qū)、市）公開發(fā)布文件，要求新建新能源電站配置相應比例的儲能裝置。常見配儲規(guī)模在10%—20%之間。

面對1億千瓦的龐大儲能需求，當前地方主推且最為常見的發(fā)電側小容量、分散式配儲能否擔當重任？在成本和效率方面，這一模式是否存在短板？在可再生能源高速增長的未來，我們到底需要怎樣的儲能？

（文丨本報記者 姚金楠 董梓童 賈科華）

“存一度電比發(fā)一度電還貴，為什么要存呢？”

“存一度電比發(fā)一度電還貴，為什么要存呢？如果不是政府強制要求，誰會做這樣的買賣？”有可再生能源開發(fā)企業(yè)相關工作人員坦言，出于并網(wǎng)壓力，在新建發(fā)電項目時，發(fā)電企業(yè)有時不得不選擇配置儲能。

存一度電要花多少錢呢？在今年的全國兩會上，通威集團董事局主席劉漢元曾在人大建議中指出，根據(jù)對儲能系統(tǒng)的財務測算，即便采用成本相對便宜的鋰電池方案，其成本依然達到了約0.44元/度。

發(fā)一度電能賣多少錢呢？不久前，國家發(fā)改委就2021年新能源上網(wǎng)電價政策征求意見。根據(jù)征求意見稿，2021年，新建可再生能源發(fā)電項目的指導上網(wǎng)電價統(tǒng)籌考慮2020年各地燃煤發(fā)電基準價和市場交易平均價分省確定。最終上網(wǎng)電價不得高于指導價。而在已公布的共計32個地區(qū)中，僅有湖南和廣東兩地的指導電價超過0.44元/度。

“目前，越來越多的省份實現(xiàn)了光伏發(fā)電平價，而在電價較低的地方，其電價通常維持在0.2-0.3元/度左右，如果再增加儲能設施，對企業(yè)來說顯然是一筆不小的開銷，很難算過賬來。”一位從事儲能項目規(guī)劃設計的業(yè)內人士告訴記者，“但現(xiàn)在光伏電站配置儲能已經(jīng)成了政策問題，并不是說算不過賬就可以不上了。雖然文件上使用的是‘鼓勵’‘優(yōu)先’等字眼，但如今新能源項目份額競爭越來越激烈，不配儲就拿不到項目，等于直接失去了競爭資格。企業(yè)只能硬著頭皮上，實際上就是強制的。”

不僅如此，許昌許繼電科儲能技術有限公司副董事長田志國還指出，目前，我國儲能雖有一定程度的發(fā)展，但仍屬新生事物，儲能電站相關的專業(yè)技術支持和運維人員都十分缺乏。“現(xiàn)在，傳統(tǒng)的變電站基本都是無人值守的。儲能電站理論上可以按照無人值守去設計，但現(xiàn)階段我們還是不太放心，還是需要懂行的專業(yè)人員進行操作。那么從節(jié)約人力資源的角度出發(fā)，肯定是集中式建設大容量的儲能更好。”

劉漢元指出，相比大容量集中儲能，發(fā)電側小容量的儲能系統(tǒng)投資建設的成本較高、充放電效率較低，客觀上不合理地推高了可再生能源的建設成本與電力價格。

“在電站端強制配置儲能，存在巨大資源浪費”

除經(jīng)濟性因素外，在一些使用場景下，電源側小規(guī)模、分散式配儲更是“有心無力”。

“新能源出力的波動有多大？今年1月6日到8日，我國受到寒潮天氣影響。在寒潮來臨之初，風非常大，國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)域內，風電出力一度達到1.1億千瓦/天左右。寒潮過后，出力下降到約6000萬千瓦/天。而且由于連續(xù)幾天低溫天氣的積累，用電負荷增加了約5000萬千瓦/天。”陳國平直言，“出力下降疊加負荷上漲，里里外外就是1億千瓦。相當于三天寒潮時間里要啟動200臺50萬千瓦裝機的機組。”

陳國平進一步指出，在長時間的靜穩(wěn)天氣下，可再生能源可能連續(xù)多日處于低出力狀態(tài)。“在去年夏季極熱無風的情況下，華北地區(qū)的風電低出力最長持續(xù)了58小時，東北達到92小時。去年冬季，西北地區(qū)在一次冷空氣間歇期中，風電低出力達到120小時。光伏的冬季低出力持續(xù)時間則更長。去年冬天，華東和華中地區(qū)光伏低出力最長曾維持8天左右，湖南和江西的部分地區(qū)甚至達到10天以上。”陳國平表示，可再生能源的日內波動尚能通過儲能平抑，但面對長時間靜穩(wěn)天氣帶來的持續(xù)低出力，完全依靠儲能“填谷”，成本將非常高昂。

劉漢元表示：“電網(wǎng)系統(tǒng)的運行方式與局部消納能力實時變化。在電站建設時，統(tǒng)一按一定比例配置分散式儲能設施，相比在電網(wǎng)側集中配置儲能，先天存在無法靈活調整、整體利用率偏低的缺陷。而且電站與電站之間不平衡出力是常態(tài)，在電網(wǎng)系統(tǒng)內可自然形成類似‘蓄水池’的緩沖調節(jié)能力，而在電站端強制配置儲能，則存在巨大資源浪費。”

國內某參與風電儲能項目建設的企業(yè)負責人向記者透露，該公司在去年建設的幾個配儲電站就曾出現(xiàn)劉漢元所說的“資源浪費”。“都是根據(jù)地方要求按照10%配的儲能，有5MW的，也有10MW的。但是半年多來，電網(wǎng)一次都沒調度過，平時還得充電維護。零散小電站配的儲能利用率太低了。”

為此，劉漢元建議，應將抽水蓄能電站、儲能基地納入電力發(fā)展規(guī)劃與統(tǒng)一調度范圍，由電網(wǎng)公司在網(wǎng)側集中配置儲能系統(tǒng)，其成本由所有用戶均攤。

“目前需要搞清楚的是，配置儲能到底是為了什么”

那么，發(fā)電側的小規(guī)模分散式配儲究竟適用于怎樣的場景呢？

2019年，新疆自治區(qū)發(fā)改委印發(fā)《關于在全疆開展發(fā)電側儲能電站建設試點的通知》，鼓勵光伏電站合理配置儲能系統(tǒng)，儲能電站原則上按照光伏電站裝機容量20%配置；對于配置儲能電站的光伏項目，原則上增加100小時計劃電量。

中國電建西北院儲能與微電網(wǎng)研究中心副所長田莉莎表示，新疆提出的“增加100小時計劃電量”政策，在很大程度上緩解了配置電化學儲能的高成本問題。“以裝機規(guī)模10萬千瓦、電價1元/度的計算，多發(fā)100小時即增加了1000萬度的電量，對應增加了1000萬元的收益。對于已建高電價的光伏電站，配置儲能后，幾年內就可收回儲能投資。而在平價上網(wǎng)的大趨勢下，上網(wǎng)電價要低一些，新建光伏電站收回儲能投資的時間也要相應延長。”

“目前需要搞清楚的是，配置儲能到底是為了什么，要解決什么問題。不能僅僅為了配置儲能而配置儲能。”中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應用分會秘書長劉勇指出，可再生能源電站側強制配儲的政策值得商榷。“儲能的配置最好還是從各地區(qū)的全局規(guī)劃出發(fā)，按照每年新增新能源裝機規(guī)模，確定火電、抽水蓄能和電化學儲能的建設比例。同時，應結合各地新能源發(fā)展規(guī)劃進行商業(yè)模式探索，最大限度發(fā)揮儲能系統(tǒng)的使用效率和經(jīng)濟效益，避免無效配置造成浪費。”

（本報記者盧奇秀、韓逸飛對本文亦有貢獻）