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风电配储,有多难?

日期:2021-10-22    来源:中国能源报  作者:李丽旻

国际风力发电网

2021
10/22
08:54
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关键词: 风电配储项目 光伏储能 风电配储调峰

继河南、山东、安徽等省份后,10月9日,河北省能源局发布《关于做好2021年风电、光伏发电市场化并网规模项目申报工作的补充通知》,明确要求“原则上”南网、北网市场化项目配建一定的调峰能力。这也标志着河北成为最新一个提出新增风电项目配储要求的省份。

01 缺少盈利模式

据记者不完全统计,自2020年初至今年10月,全国已有十多个省份陆续发布了新能源强制配备储能的要求。从目前发布的文件来看,各省份配备储能的要求大致包括了“储能规模在项目容量的10%—15%”“连续储能时长2—3小时”等条款,同时也要求配备的储能设备需具备调峰能力,并与市场化项目同步建成并网。

新能源项目强制配储的“大潮”基本已席卷全国,但主动响应的风电开发商却“寥寥可数”。“现在已经获得核准的陆上风电并网项目中,如果没有前期要求,开发商基本没有主动配备储能设施的。”一位不愿具名的风电业内人士在接受记者采访时表示。

截至10月14日,记者查阅了甘肃、广西等多省区发布的风电市场化项目公示,其中显示,配备有储能的项目仍只占少数,储能配备规模也大多仅在项目容量的5%—10%。

“为什么不配储?不配肯定是因为增加了成本。今年陆上风电行业已经全面平价,开发商也大多相应调低了利润预期。”上述风电业内人士告诉记者。

中国科学院电工研究所教授陈永翀告诉记者:“从目前的成本来看,目前主流应用的电池储能系统的成本普遍高于0.5元/千瓦时,成本较高,加之国内市场机制建设滞后,绝大部分缺少盈利模式,业主投资储能的收益无法保障,因此缺乏自愿安装的积极性。”

02 风电配储更难

据市场研究机构天风证券测算,一个风资源相对较好、度电成本相对较低的风电项目,配储后的成本将增加30%—60%,而对于本身度电成本更高的风电项目来说,配储后度电成本很可能出现翻倍。

实际上,在业内专家看来,风电作为一种具有波动性的可再生能源,其配备储能的情况与光伏储能也有所不同。据陈永翀介绍,不像光伏发电因昼夜差异和短时波动存在更为明显的峰谷特性,风电消纳匹配性较差,可能存在连续数天大风或无风天气的情况。风储结合应用的关键应在于通过合理的容量配置和适当的运行策略,来抑制因波动性和间歇性引发的系统冲击。

据了解,为保证相对稳定的功率输出,国内主流整机厂商也采用了风机变桨系统,采用高功率电池或超级电容器作为功率型储能系统,以确保风机在风速波动的情况下保持相对稳定的功率输出,以及在风力过大时能够让风机桨叶恢复到空档,实现安全停机。然而,功率型储能系统具备一定的调频功能,但不具备调峰能力。

在此情况下,陈永翀指出,相对于光伏配储而言,理想的风电配储调峰对于储能时长的要求更长,连续储能时长或需达到4—10小时,这一要求对于储能系统的度电成本要求也将更为苛刻。

03 期待政策破局

面对各地的配储要求和相对高昂的配储成本,在业内看来,建立健全的储能价格机制以及有效的“新能源+储能”项目激励机制将成为未来破局关键。早在今年7月,国家能源局就曾发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》,文件提出到 2025 年,实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变,其中“建立电网侧独立储能电站容量电价机制、研究探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收”的表述一度振奋市场。

多位业内专家指出,目前风电配储主要仍是由各地政府与电网公司强制要求。要构建以新能源为主体的新型电力系统,还需要相应的政策支撑,同时也需要各利益相关方转变观念,共同探索可行的商业模式。

值得注意的是,随着可再生能源平价时代到来,多位业内专家也指出,技术的不断创新进步也将为风电配储带来新的市场空间。

上述风电业内人士指出:“今年以来风机设备价格快速下降,陆上风机单机功率也在持续提升,部分以前算不过账来的项目换上大机组后,现在也算得过来账了,开发商也有了一定的盈利空间。”

陈永翀也表示,随着可再生能源配备的电化学储能技术逐步走向成熟,安全性、成本和资源的可持续发展方面不断进步,未来5—10年内电池储能系统的度电成本将有望降至0.2—0.3元/千瓦时的水平。


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