怎么才能不讓上億投資變成“磚頭”

新年伊始，一派留言突然在儲能圈中流傳開來：以五大六小為代表的央國企電力集團將全面放棄鋰電池儲能項目，原因是收益率太低。傳言中特別點到華能集團甚至叫停了已經(jīng)過會的項目。




隨后，留言傳出了新的版本：

市場今日傳言五大六小全部放棄鋰電儲能項目，經(jīng)我們了解，此言非真。

國電投：不存在停止項目的相關文件，2024年風電光伏儲能氫能等全部投資計劃按收益率排名，而非之前只要滿足IRR7%-7.5%的要求就可以投資。

三峽：目前新能源配儲的強制要求并沒有降低，依然需要滿足配儲的要求。

華能：對儲能項目比較謹慎，獨立項目基本不批復，配建的會批。

雖然新的留言從某種意義上為此前“一刀切”的留言進行了辯白，但也看得出來，獨立儲能項目的收益率之低已經(jīng)開始讓業(yè)主們心存芥蒂。

也就是說，除了強制的新能源配儲之外，其他形式的儲能都可能會面臨嚴苛的考驗。

但新能源配儲就一定安然無恙嗎？

2017年，青海省“要求列入規(guī)劃年度開發(fā)的風電項目按照規(guī)模的10%配套建設儲電裝置”，拉開了新能源配儲的序幕。

直到2020年，新能源項目強制配套儲能設施才開始逐漸普及開來。由于中國迅猛增長的新能源發(fā)電裝機，讓儲能市場開始異�；鸨�。


強制配儲雖然讓儲能搭著新能源發(fā)展的順風車實現(xiàn)了規(guī)模上的飛躍，但這些配置下來的儲能卻并不能實際發(fā)揮作用、接受電網(wǎng)調度。成為實質上的新能源建設成本，而不能帶來收益。

“新能源配儲已經(jīng)處于一種非常尷尬的境地，甚至是一種浪費�！庇邪l(fā)電企業(yè)相關人士如此評價。

配儲現(xiàn)狀

2022年11月，中電聯(lián)發(fā)布了《新能源配儲能運行情況調研報告》。報告分析了配出項目的實際運行情況。

其中電化學儲能項目實際運行效果較差，平均等效利用系數(shù)僅12.2%。新能源配儲能利用系數(shù)僅為6.1%，火電廠配儲能為15.3%，電網(wǎng)側儲能為14.8%，用戶儲能為28.3%。

而在實際裝機當中電源側儲能的規(guī)模最大，電源側、用戶側、電網(wǎng)側儲能裝機占比分別為49.7%、27.4%和22.9%。電源側儲能中有相當多一部分是新能源配儲。

新能源配儲規(guī)模大，而利用效率卻更低下。實際情況到了2023，乃至2024年也并未得到改善。

“從我們了解到的情況來看，華能集團內部的新能源配儲項目年調用率只有不到7%。”一位華能內部人士告訴《能源》雜志記者，“這么大規(guī)模的配儲，這么多的成本，最后都變成了一堆磚頭�！�

山東省既是新能源大省，也是電力現(xiàn)貨市場改革推進較快的省份。其獨立儲能項目可以相對更多地進行市場化收益�！暗�是對于新能源配儲來說，基本上只有很少的調用。而且配儲調用也沒什么費用�！鄙綎|電力市場專家說，“配儲的收益模式還是很缺乏的。”

然而想要建設一個配儲項目，所付出的成本也并不小。

我們以2023年的儲能EPC和系統(tǒng)報價來算，2小時儲能和4小時儲能的EPC最低價已經(jīng)到了1元/Wh的水平；而2小時和4小時儲能系統(tǒng)的報價也都到了1元/Wh以下的水平。




即便都以1元/wh的價格計算，配儲在新能源電站投資中所占的成本依然較高，基本在10%到30%左右。而且這部分的投入對于業(yè)主來說可以說完全是額外的成本，不帶來任何收益。

“如果配儲有助于新能源消納，那業(yè)主投資還有點道理。但現(xiàn)在的實際情況是，投了一堆儲能，消納不了的問題還是得不到解決�！�

就在前不久，財新傳媒報道新能源大省青海除夏季豐水期外，幾乎大部分時間都面臨缺電困境。而強配上馬的一系列儲能不僅給發(fā)電企業(yè)帶來成本負擔，而且容量上也難以滿足電力系統(tǒng)大規(guī)模儲能的需求。

如何主動配儲？

配儲現(xiàn)狀尷尬的核心原因還是在于無法讓儲能發(fā)揮作用，進而帶來收益。解決這一問題、讓業(yè)主主動配儲，我們的話題還要回到電力市場化和新能源入市交易上來。

正如前文所述，山東省是新能源大省+電力市場化大省，那么山東的新能源入市之后結果如何呢？

2022年山東市場參與中長期交易光伏電量結算均價為242.74元/MWh，而未參與中長期的光伏結算均價則高達355.27元/MWh。



顯然，入市之后的新能源收益有了明顯下滑，因此山東省內的新能源企業(yè)更傾向于不入市。

“不管是山東、山西，還是其他實踐了現(xiàn)貨的省份，所表現(xiàn)出來的實際情況都是新能源場站的現(xiàn)貨結算價格比沒有現(xiàn)貨的價格低。”一位熟悉電力現(xiàn)貨的專家告訴《能源》雜志記者，“這是市場規(guī)律的客觀因素�！�

造成這一結果的原因是多方面的。首先新能源場站簽署的中長期發(fā)電曲線和實際的發(fā)電曲線幾乎不能一致。一旦出現(xiàn)較大差別，那么新能源場站就必須在現(xiàn)貨市場中購電來履約。而往往一個區(qū)域的新能源場站發(fā)電時間、出力大小幾乎一致。所以新能源場站的購電都在高價時段。

“另外，日前市場和實時市場中，新能源的發(fā)電曲線也不大可能一致。雖然現(xiàn)在技術水平進步了，新能源預測可以很準確。但只要一出現(xiàn)較大誤差，就有可能給新能源場站帶來不小得損失�！鄙鲜鰧＜艺f，“最后我們也要承認，現(xiàn)在的新能源發(fā)電，尤其是光伏發(fā)電，都集中在一個時間段。即便是沒有負電價的問題，光伏也只能獲得更低的現(xiàn)貨價格�！�

在不考慮新能源發(fā)電額外綠色收益的情況下，想要增加新能源發(fā)電在未來市場中的收益，就勢必要讓新能源具備一定的自主調節(jié)能力。而我們都知道新能源發(fā)電的特點就是波動性、隨機性、不可預測性。配儲顯然就是一種可行的方式。

“在現(xiàn)貨市場條件下，新能源配儲是有優(yōu)勢的�！币晃话l(fā)電企業(yè)人士說，“首先就是可以優(yōu)化新能源的發(fā)電曲線，讓新能源場站可以在更合適的時間段參與市場，獲得更高的現(xiàn)貨電價。進一步來說，新能源場站對于中長期、日前和實時發(fā)電曲線的偏差也有了控制能力。即便是預測出現(xiàn)了一定的偏差，儲能也可以對曲線進行修正，至少減少損失的情況�！�

在這一系列的努力之后，最終的結果就是新能源的結算電價得以提高，這就讓配儲能夠獲得實際的收益。

而這也只是市場化條件下配儲能夠獲得收益的途徑之一。目前國內的獨立儲能已經(jīng)可以參與相關的輔助服務市場，獲得收益。而配儲卻沒有相應的機制�！皬募夹g上來說，配儲和獨立儲能并不存在輔助服務的絕對差異。如果開放配儲參與輔助服務市場，進行市場化的競爭、接受調度、享受收益，那么配儲的建設或許可以擺脫強制的框架，成為新能源業(yè)主的主動選擇�！�

作者：武魏楠 來源：能源雜志 責任編輯：jianping