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封面文章 | 强配储能陷阱

  • 2020-07-21
  • 来源:能源杂志

新能源配储能“由暗到明”

在政策约束下,新能源储能项目被储能业视为新贵,殊不知新能源发电企业正陷入进退两难之境。

在电网侧、用户侧储能示弱的格局下,新能源发电侧储能在政策约束下,进入新能源企业投资决策的视野。电网企业视储能为缓解调峰压力、降低输变电损耗、保证电网安全的工具,资源省份也将储能作为撬动投资的载体,储能技术服务商嗅到了迟到的商业机会。唯独对于新能源发电企业,却陷入进退两难境地。

自2019年开始,部分地方便将储能纳入新能源接网方案。今年以来,青海、新疆、内蒙古、辽宁、吉林、山东、湖南等十余省将储能写入新能源竞价、平价项目配置方案,原本秘而不宣的商业规则“由暗到明”。

政策约束,储能成标配

新能源配储能并不是新鲜事物。早在2017年,青海省发改委便在《2017年度风电开发建设方案》中提出,列入青海省2017年度风电开发建设方案的43个项目按照建设规模的10%配套建设储电装置,储电设施总规模0.33GW。2019年,新疆、山东、西藏、江苏等省(区)也陆续出台政策,鼓励或要求新能源项目配备储能设施。(见表1)


2020年以来,国家层面鼓励推动电储能建设,以促进清洁能源高质量发展。5月19日,国家能源局《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见(征求意见稿)》,明确鼓励建设以电为中心的综合能源系统,实现电源侧风光水火多能互补,需求侧电热冷气多元负荷互动,电网侧源网荷储协调控制;鼓励送端地区全网优化水电、风电、光伏、火电、储能等电源配置。

6月18日国家发改委、国家能源局印发《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》,要求提高电力系统调节能力,推动储能技术应用,鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用,鼓励多元化的社会资源投资储能建设。

国家层面政策在于引导和鼓励储能参与新能源并网消纳,但各省政策却将储能作为新能源项目的标配。

从地方层面看,仅今年上半年,全国范围内就有新疆、内蒙古、江西、安徽、湖南、湖北、河南、吉林、辽宁、山西、山东、青海等12个省(区)发布相关政策,力促储能在新能源发电侧应用。(见表2)

从上各省政策看,部分省(区)对储能配置的装机规模、储能时长等因素提出明确要求。例如,内蒙古要求光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上;湖北要求风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的10%,且必须与风电项目同时建成投产;山东明确储能配置规模按项目装机规模20%考虑,储能时间2小时,可以与项目本体同步分期建设。

部分省(区)明确优先支持的新能源储能项目类型。例如,内蒙古提出,优先支持光伏+储能项目建设;湖北优先支持风储一体化、风光互补项目,对接入同一变电站的风储与光伏发电项目,优先配置风储项目;河南优先支持配置储能的新增平价风电项目;辽宁优先考虑附带储能设施、有利于调峰的风电项目。

储能成规定动作,招标规模放量

在上述政策引导下,“新能源+储能”招标规模大增。今年上半年,已有三峡新能源等13家发电集团发布了32项光储、风储或风光储项目招标,新能源配置储能规模超过373MW,其中大部分项目为2020年新增平价、竞价项目,需在2020年完成并网。从装机规模看,2020年仅上半年招标的新能源配储能项目规模,就已达到2019年新增电化学储能投运规模(636.9MW)的58.6%。

国内新能源配储能已有技术示范案例。早在2011年12月25日,我国首个风光储输示范工程就已在河北省张北县建成投产。该项目综合运用了磷酸铁锂、液流、钛酸锂、阀控铅酸等多种技术路线,每年可以提升200小时的利用小时数,但经济性不佳。

2018年6月26日,我国首个光伏发电储能项目——共和实证基地20MW光伏储能项目并网。该项目采用了磷酸铁锂、三元锂、锌溴液流和全钒液流电池,建设16个分散式储能系统和6个集中式储能系统。

2019年,我国首个风光储多能互补型电站——青海共和、乌兰55MW/110MWh风电配套储能项目,以及首个真正意义上的“风电+储能”项目——鲁能海西州多能互补集成优化示范工程50MW/100MWh的磷酸铁锂电池储能项目相继投运。

其中,青海项目由黄河上游水电开发有限责任公司投资建设,采用阳光电源一体化储能系统解决方案、高度集成的储能变流器和锂电池系统,且配置了高能量密度锂电池,循环寿命长、深度充放电性能优越,能够满足电站调频需求,进一步提升电网友好性。同时,整套储能系统极大提高了机组的AGC调节性能指标与AGC补偿收益,减小考核成本,增加电站的收入。

近两年,国内光储项目发展迅速,年增长率高达40%。根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)全球储能项目库的不完全统计,截至2019年底,中国已投运光伏配置储能项目累计装机规模达到380.1MW,占中国电化学储能投运项目总规模的22.6%,年增长率为46.4%。

储能产业链长,入局者众

储能产业链长、相对复杂,活跃于其中的企业也是一个庞大的群体。仅在储能电池、系统集成、PCS(储能变流器)等产业链细分领域,便各自活跃着数十家“玩家”,其中不乏储能龙头企业。

其中,储能电池领域的主要参与者包括宁德时代、比亚迪、国轩高科、亿纬锂能、远景AESC、蜂巢能源、天能集团、超威电力、圣阳股份等;系统集成领域的主要参与者包括阳光电源、比亚迪、北控清洁能源、科陆、中天科技、南都电源、上电国轩(上海电气旗下)、南瑞继保、许继电气、平高电气等;PCS(储能变流器)领域的主要参与者包括阳光电源、科华恒盛、盛弘股份、南瑞科技、南瑞继保、许继电气、科陆、上能电气、易事特、科士达、北京能高等。此外,在空调、BMS(电池管理系统)、热失控预警及消防、线束及连接器、集装箱等领域也分别有少则三四个、多则七八个活跃的“玩家”。

其中,部分“玩家”在储能领域布局良久、先发优势明显。以全球光伏逆变器+EPC龙头阳光电源为例,早在2015年,阳光电源便携手韩国三星SDI成立了三星阳光储能电池和阳光三星储能电源两家合资公司,开展储能装备的研制和生产,共同拓展新能源储能市场。目前可提供单机功率5-2500kW的储能逆变器、锂电池、能量管理系统等储能核心设备,拥有全球领先的储能系统集成能力。

近年来,阳光电源实现了从光伏逆变器向储能PCS供应商,再向储能系统集成商的转变,并开启磷酸铁锂储能系统、三元锂储能系统的双发展。2019年,阳光电源储能业务实现营业收入5.4亿元,同比增长41.8%,产品覆盖0.5C到4C的能量型、功率型等各

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