我国新能源侧储能目前尚处于导入期阶段

编辑: | 发布日期: 2020 年 10 月 16 日 10:30 | 分类: 产业资讯

10月14日,400余家风能企业的代表,在2020年北京国际风能大会上联合发布《风能北京宣言》,表示在“十四五”规划中,须为风电设定与碳中和国家战略相适应的发展空间,保证年均新增装机5000万千瓦以上,2025年后中国风电年均新增装机容量应不低于6000万千瓦,到2030年装机总容量至少达到8亿千瓦,到2060年至少达到30亿千瓦。

这个目标对市场的刺激作用和重大意义,从风电板块股价大涨可见一斑,双一科技(300690.SZ)、泰胜风能(300129.SZ)、大金重工(002487.SZ)、天顺风能(002531.SZ)、东方电缆(603606.SH)今日均涨停。

然而宏伟目标之下,风电发展仍有隐忧,那就是电网消纳和储能配套。

上海电气集团副总裁,上海电气风电集团股份有限企业党委书记、董事长金孝龙在论坛上表示,从去年到今年,所有开发商都把目标市场锁定为三北市场,但是电网跟不跟得上,电网的理念跟可再生能源开发商、跟整机厂的理念是不是高度一致,这是一个问题,“三北市场的开发如果没有特高压的输送,那么开发就是一句空话。”

此前国家能源局副局长刘宝华在中国综合能源服务产业高峰论坛上表示,目前电力系统综合效率不高、源网荷等环节协调不够、各类电源互补互济不足等深层次矛盾日益凸显,需要积极推动“风光水火储一体化”,“源网荷储一体化”,提升能源利用效率和发展质量。

“风电配储能”在这其中是重要的一个环节。在兴业证券分析师朱玥看来,风电、光伏的渗透率快速提升,现有灵活性资源已逐渐无力支撑电网接纳如此高比例的波动性能源,储能作为更优质的灵活性资源,可以发挥“电力仓库”作用,维持电网“天平”平衡,因此配置储能是新能源晋升为主力电源的必经之路。

目前,全国已有10多个省份出台相关文件鼓励新能源配储能,储能配置比例在5%-20%之间,然而,多个省份的配储政策在实际落地中都遭遇了阻力,推进进程非常缓慢,甚至陷入停滞,原因是在目前的条件下,风电、光伏配储实际上增加了投资成本,降低了项目的经济性,开发商配建储能的意愿较低。

“现在很多地方提出来开发风电要配20%的储能,大家刚刚进入平价,储能就意味着增加成本,这个成本是否能够消纳,是否能够为开发商所接受,我有近期的担忧。”金孝龙认为,“十四五”规划期间或许是风电最艰难的一个时期,因为在这期间,各方的博弈还没有形成共识,尽管风电整机厂商通过技术进步降低了成本,但是一些政策性的东西又把成本增加上去,实际上可开发的量能否达到预期,这是一个问题。

以同样面临配储问题的光伏为例,根据北京领航智库的测算,如果按光伏装机规模的20%配置储能,一般情况下光伏投资普遍要升高15%-20%左右,国家能源局山东监管办党组成员卢延国表示,平价时代的风电光伏项目,看似减少了资源费等非技术成本,却要背上储能的技术成本。

当前新能源项目配置储能,还没有达到经济平衡点,也没有形成成熟的商业模式,不过朱玥认为,这个经济平衡点已经临近,储能项目要提高收益率,一是降低系统成本,二是要从辅助服务市场即调频调峰补偿中收益,并纳入新能源项目。朱玥认为,这是一个“从0到1”的市场,未来五年复合增速预计达到149%。

当前国内新能源侧储能处于导入期,产业链各环节(电池PACK、逆变器、BMS、系统集成)尚处于格局混沌状态,当下电池成本占系统成本比例约67%,对储能电站成本影响最大,是短期产业链唯一实现盈利的环节。

 

文章来源:第一财经

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