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?/span>

　　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(diào)度。成為實質(zhì)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(diào)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(cè)儲能為14.8%,，用戶儲能為28.3%。

　　而在實際裝機當中電源側(cè)儲能的規(guī)模最大,，電源側(cè),、用戶側(cè)、電網(wǎng)側(cè)儲能裝機占比分別為49.7%,、27.4%和22.9%,。電源側(cè)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(nèi)部的新能源配儲項目年調(diào)用率只有不到7%?！币晃蝗A能內(nèi)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,?！?/span>

　　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,。“但是對于新能源配儲來說,，基本上只有很少的調(diào)用,。而且配儲調(diào)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?！?/span>

　　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?！?/span>

　　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(jié)果如何呢?

　　2022年山東市場參與中長期交易光伏電量結(jié)算均價為242.74元/MWh，而未參與中長期的光伏結(jié)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(nèi)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(jié)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(jié)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,。”上述專家說,，“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?！?/span>

　　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(diào)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?！?/span>

　　在這一系列的努力之后,，最終的結(jié)果就是新能源的結(jié)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(nèi)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,。“從技術上來說,，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(diào)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,。”