部分储能项目成“鸡肋” 亟待“补短板”降本增效

一边是政策端的利好和资本端的追捧，各地规划建设目标宏大、配套储能项目要求高；另一边却是部分地区储能项目建设进度滞后，已建成的项目利用率偏低。《经济参考报》记者近日采访调研了解到，随着我国新能源建设提速，加快储能等灵活性电源建设迫在眉睫。但受市场环境变化、行业标准缺失等因素影响，当前部分储能项目盈利水平不高，投资储能的企业存在顾虑，影响了新能源开发利用及电力可靠供应。

　　“部分储能项目没有实质性动起来”

　　“储能现在投资前景怎么样，有没有什么好项目可以介绍。”今年以来，在新能源行业的各大展会上，储能无疑是绕不开的话题。

　　在“双碳”目标下，近两年我国新能源装机急剧增长，但间歇性、波动性等不稳定先天缺陷凸显，由此产生的电力消纳难、外送难、调峰难等问题严重制约了行业的可持续发展。储能被视为应对新能源大规模并网和消纳的重要手段，是构建新型电力系统不可或缺的关键基础设施。

　　相对于建设周期较长的抽水蓄能项目，当下新型储能热度攀升。中国电力企业联合会（下称“中电联”）近日发布的《新能源配储能运行情况调研报告》显示，截至目前，全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，发展目标合计超过6000万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中提出的2025年达到3000万千瓦目标的两倍。

　　《经济参考报》记者调研了解到，很多地方正在加快推进“新能源+储能”，并提出清洁能源基地建设须配套20%的储能规模等要求。内蒙古、新疆等一些新能源占比较高的省份，甚至要求配时长4小时以上储能设施。

　　中关村储能产业技术联盟披露的数据显示，截至今年9月底，中国已投运电力储能项目累计装机规模达50300兆瓦，同比增长36%。其中，新型储能项目累计装机规模6660兆瓦，同比增长78%，占储能项目装机总规模的13.2%。今年前三季度，中国新增投运新型储能项目装机规模933.8兆瓦/1911.0兆瓦时，功率规模同比增长113%，新增规划、在建新型储能项目规模73300兆瓦/177000兆瓦时。

　　尽管市场前景一片大好，但一些储能项目却面临着沦为“鸡肋”的尴尬现状。

　　记者在青海省主要新能源产业园区走访了解到，青海去年以来开工建设的新能源项目，其配套储能项目几乎没有开建。

　　作为全国首个新能源综合示范区，宁夏预计年末新能源装机规模将达到3162万千瓦左右，按照宁夏《关于加快促进储能健康有序发展的通知》要求，存量和增量新能源规模需按10%配置储能，储能基础规模需达到316万千瓦。但截至11月底，已开工储能项目仅15项215万千瓦/470万千瓦时，新能源发展与储能发展尚未同步。

　　记者调研发现，一些地区还存在“一窝蜂”备案现象，储能市场存在无序竞争现象，甚至出现了买卖储能“路条”情况，一定程度上抬高了投资成本。此外，为了应付政策要求，部分企业还考虑先小比例配置一些项目“堆”在那，甚至是上一些劣质储能。

　　“部分储能项目没有实质性动起来。”多位能源企业负责人坦言，已建成的新能源储能项目利用率也不高。

　　这种说法与中电联报告中的调研结果一致。从储能运行策略看，新能源配储至多弃电期间一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况。从储能等效利用系数看，调研电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，新能源配储系数仅为6.1%。

　　运营模式待理顺

　　业内受访人士认为，部分储能项目建设滞后、利用率偏低的背后，存在新能源配储标准“一刀切”、商业模式待理顺等问题。

　　我国西北不仅化石能源富集，太阳能、风能资源也同样充沛，并且有大面积的荒漠化土地可供利用，新能源在这里迎来爆发式增长。因此，部分大型风光电基地项目布局在传统的火电基地上，新能源与煤电优化组合效应明显。然而记者采访发现，一些完全具备调峰功能的区域，企业仍被要求布局储能项目。

　　一家能源企业负责人说，多能互补、交叉互动没有错，但也要因地制宜，不宜“一窝蜂”上储能。

　　中电联报告指出，新型储能种类繁多、功用不一、技术成熟度和经济性差异大。一些地方采取“一刀切”式的配置标准，部分地区将配储能作为新能源建设的前置条件。风电配储和光伏配储对于储能的利用、弃风弃光的解决具有明显差异性，同质化的配置储能要求缺乏科学性。分散的配置方式无法体现规模效益，普遍存在运营成本高、效率低等问题，难以充分发挥储能作用。

　　“新能源配储能初衷是为了提高整个电力系统调节的能力，但在实际应用过程中，储能怎么调度，对于企业、电网而言都是新课题。”电力规划设计总院技术产业中心技术创新处副处长武震称。

　　与此同时，新型储能成本高于火电灵活性改造、抽水蓄能等技术，新能源配储能收益主要来源于电能量转换与辅助服务，当前部分储能项目的盈利水平不高，商业模式、电价机制有待进一步完善。

　　青海一家新能源开发企业负责人介绍说，目前以锂电池为主的电化学储能度电成本约在0.8元左右；抽水蓄能消耗4度电能发3度电，度电综合成本在0.6元至0.7元之间，储能电站电价成本高于光伏项目上网电价。

　　“新能源项目配建10%的储能项目如果由企业自己建，一方面形不成规模而增加成本，另一方面储能分散不利于接入电网和调度，如果各企业联合起来建设，又缺乏统一、专业化的储能市场机制。”华能集团青海分公司有关负责人说。

　　此外，安全问题也是影响新型储能规模化健康稳定发展的重要因素。据中电联统计，2022年1-8月，全国电化学储能项目非计划停机达到329次。电化学储能的安全标准、管理规范有待进一步提升。

　　须完善市场机制实现降本增效

　　“双碳”目标之下，“十四五”我国可再生能源要实现高质量跃升发展，储能产业化、规模化发展至关重要。

　　业内人士建议，首先要优化储能配置和调运方式，提升储能利用水平。中电联规划发展部副主任叶春认为，应结合当地新能源消纳、资源特性、网架结构、负荷特性、电网安全、电源结构等因素，具体分析各地系统调频、调峰需求，综合煤电灵活性改造、抽水蓄能建设、电网调节能力提升等实际情况，合理确定新能源配置储能的规模和型式。

　　武震说，目前有一些地方在探索共享储能，未来可以逐步扩大比例，并且建立“统一调度、共享使用”的协调运行机制，提高储能利用效率。

　　其次，完善市场机制，促进储能产业发展。受访人士认为，应健全新型储能电站参与电力市场规则，出台新型储能容量电价政策，尽快完善新型储能商业模式，促进新型储能、灵活性煤电、抽水蓄能等各类资源合理竞争。

　　在国能海南（共和）新能源开发有限公司有关负责人看来，只有加快完善现有电力市场体系中的储能政策体系，让储能项目在项目建设审批、充放电次数保障、交易机制和结算等方面有“法”可依，投资企业有合理收益预期，这一产业才能真正迈上发展“快车道”。

　　此外，还需要加大科技创新，明确标准体系。武震认为，通过技术突破、模式创新来降低成本是目前储能发展的关键，建议出台政策推动产学研用深度融合，扶持和引导产业链相关企业加强技术研发，加快多元化储能发展，优化系统集成，提升储能系统效率。

　　同时，提升储能标准与科技创新、管理创新的耦合力度也至关重要。受访专家认为，储能项目需符合地方发展规划、土地管理、环境保护和安全消防等要求，相关部门需要有更为明晰、系统的标准体系进行引导、规范。