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新型储能“审而不建”矛盾亟待化解

中国能源报发布时间:2024-08-12 14:34:55  作者:卢奇秀

  当前,配建储能已成为多地新能源项目并网的普遍要求,但在实际操作中,企业对于储能建设持观望态度,能拖就拖,能不建则不建,明显扭曲了发展新型储能的初衷。投资商消极应对的根源何在?如何扭转“审而未建”的局面?蓬勃发展的新型储能亟待厘清发展逻辑。

  近日,宁夏回族自治区发改委发布《关于促进储能健康发展的通知(征求意见稿)》(以下简称《征求意见》),要求组织各县区及时评估“审而未建”储能项目的建设条件,排查备案项目,清理一批接入意见逾期的项目,严格执行新备案项目电网接入意见有效期一年规定,为增量项目释放电网接入资源。

  政策直指“审而未建”储能项目。据《中国能源报》记者了解,当前,配建储能已成为多地新能源项目并网的普遍要求,但在实际操作中,企业对于储能建设持观望态度,能拖就拖,能不建则不建,明显扭曲了发展新型储能的初衷。投资商消极应对的根源何在?如何扭转“审而未建”的局面?蓬勃发展的新型储能亟待厘清发展逻辑。

  多重因素导致“审而不建”

  备案审核是储能项目建设的必要环节和前提条件。项目立项前,开发商需办理备案或核准手续,通常要提交项目可行性研究报告、环评报告、规划许可证等材料。相关部门对项目进行评估,确保符合国家产业政策和相关规划要求。

  既然通过层层审核,为何不建?

  中关村储能产业技术联盟副秘书长、副研究员岳芬向《中国能源报》记者表示,进行项目备案的主体可能会在后期因资金不到位、需求转变或商业模式不清晰等各种原因,而在1年之内选择不投资或者未实现项目开发并网,这种情况客观存在。“对备案项目进行排查,清理一批接入逾期的项目,及时释放储能并网接入资源,让出给有投资能力和建设需求的主体去开发建设,是比较合理和常规的一项措施。”

  “审而不建”背后的底层原因是储能利用率低、建而不调和建而无用问题。据了解,目前全国已有近30个省份出台新能源配建储能相关政策,要求新能源项目配置5%—30%、1—4小时的储能项目;全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时,市场运行较为成熟的山东、甘肃等地区,新型储能调用水平进一步提升。但整体看,储能实际调度次数远不及预期,利用率仍然偏低。

  “部分地区将配建储能作为风光新能源指标的‘路条’,企业为拿项目‘一窝蜂’地备案。配建储能的出发点是促进风光新能源消纳,但在实际应用中,持续增加短时储能规模并不能带来新能源利用率的提升,储能项目建好之后要么不用、要么用不了,还抬高了投资成本,企业是能拖就拖,能不建就不建。”业内人士向《中国能源报》记者坦言,不只宁夏,储能项目“审而未建”现象在全国普遍存在。

  利好独立共享储能

  如何提升储能利用率?独立共享储能带来了新思路——其允许多个新能源场站共享储能设施,以整合资源。对于新能源发电企业而言,相比直接购买储能设备,租赁储能设备减少了自配储能的成本与管理投入。

  2023年,我国共享储能装机量大增,占新增新型储能装机量的60%左右,其中宁夏是增长主力地区。目前,宁夏独立共享储能电站的盈利模式以“容量租赁+调峰辅助服务”为主,一定程度上为储能项目提供了多元化的收入来源。但市场机制不健全、应用场景和盈利模式单一等问题仍然困扰着其进一步发展。

  岳芬指出,宁夏明确独立共享储能全年调峰频次不少于250次,但今年国家发改委、国家能源局印发的《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》提出,调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价。目前宁夏0.6元/千瓦时的调峰补偿未来可能会明显降低。“同时,租赁市场表现不佳,此前新能源配建储能缺乏约束性的奖惩机制,发电企业配储或租赁的意愿不强,导致独立共享储能容量出租率很低,有的电站仅租出去10%,无法收回成本。”

  针对上述情况,《征求意见》明确要求,增量新能源项目配储租赁到期后未续租的,视同不满足配储要求,不符合并网条件,在重新完成配储前暂停调用;存量新能源项目未配储或配储租赁到期后未续租的,在新能源消纳困难时优先弃电至装机容量的10%。并网新能源项目未配储时间超过30天的,重新续租或自建时,按原配储比例2倍规模配置(时长不变)。新能源场站通过容量租赁配储的,租赁合同期限原则上不低于1年。自建或签订多年(3年及以上)租赁合同的新能源场站,增加优先发电计划安排。

  “宁夏的政策很直接,将倒逼新能源企业加大对储能项目的投资力度。”业内人士认为,此举客观上将提升宁夏增量和存量储能资产的租赁利用率,提升独立共享储能收益。

  构建长效市场机制是关键

  值得注意的是,共享储能发展的核心逻辑,同样是基于各地对“新能源+储能”的政策要求,但并未解决盈利核心问题。储能只有成为企业的盈利点而不是负担,产业才能健康长远发展。

  上述业内人士指出,新能源配储是促进新能源与调节资源优化组合、多能互补的重要路径,也是实现电网友好型新能源场站建设运行的现实选择,同时也要科学看待新型储能作用发挥,认识到短时储能在保供应、促消纳方面存在的边际效应递减现象,厘清全国电力负荷和可再生能源发电分布的差异性和缺口,做好规划部署,把握建设节奏和保障建设有效性。

  长远来看,建立长效的市场机制才是储能产业发展的关键。岳芬指出,国内电力市场尚不成熟,无法通过市场这只无形的手很好地优化配置资源。但也应看到,一方面,新能源消纳红线从原来的不低于95%调整为不低于90%,调峰服务价格上限原则上不高于当地平价新能源项目的上网电价,在此政策引导下,因提高有限消纳比例而强制配储的现象将有所缓解,促进新能源经济性消纳;另一方面,国内已经在向市场化方向快速推进,包括更多的现货市场试点转向正式运行,新能源也在加快入市。当新能源全部进入市场,市场价格能够充分、真实反映真实供需,储能才有望真正发挥作用,届时储能就不再是新能源的负担,而是帮助新能源扩大收益的手段。

  当前,储能项目的调用问题也得到有关部门高度重视。今年4月,国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》,要求电力调度机构应根据系统需求,制定新型储能调度运行规程,科学确定新型储能调度运行方式,公平调用新型储能调节资源。积极支持新能源+储能、聚合储能、光储充一体化等联合调用模式发展,优先调用新型储能试点示范项目,充分发挥各类储能价值。

  原标题:新型储能“审而不建”如何破解?

  文丨中国能源报记者 卢奇秀


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