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近来,光伏企业纷纷把目光投向储能,带动储能市场热度持续上升。储能市场是否会爆发,光储结合是否会出现新机遇成为社会大众普遍关心的问题。

2017年是中国光伏行业增长集中爆发的一年,全国光伏新增装机53.8GW,同比增长57%;发电量1182亿千瓦时,同比增长75%。风电光伏发电量占总发电量的比例达到6.6%,风光新增发电量占总新增发电量的29%。进入2018年,中国光伏政策有了转向性变化。2017年10月政府印发了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》,提出分布式项目可以进行“隔墙售电”,直接售电给电力用户并向电网支付过网费。今年5月31日,政府发布通知,新投运的光伏电站标杆上网电价每千瓦时统一降低0.05元;年内不再新增有补贴的普通光伏电站指标,补贴的分布式光伏从过去的没有限制,收紧为全年10GW。 近十年来,中国光伏发展以集中式为主,特征是国家给出装机计划,国家通过电网以电价补贴形式直接收购项目发电。该政策取得了两大成就:其一,中国光伏全产业链位居全球领先;其二是光伏发电成本已接近平价上网。最近的政策变化阐明了政府新的考虑,将重点支持分布式光伏发展,从价格机制上理顺中国光伏发电的供求关系,通过价格手段解决并网消纳问题,建设光伏长效市场化发展机制。 随着新能源发电比例的扩大,特别是占比超过5%之后,消纳往往会凸显成头等难题。新能源发电不仅有较高的发电成本,也有着不菲且难以清算的并网内部成本。“531新政”显现出补贴难以在标杆电价模式下覆盖现有光伏发电。2017年全社会用电量6.3万亿度,扣除其他,能够征收可再生能源发展基金的电量约为总电量的83%,可以征收990亿元左右,如果不进一步提高电价,显然难以支撑风电、光伏和生物质发电等补贴的快速增长。 之前,政府解决“弃风弃光”主要通过行政手段。2016年“弃风弃光”严峻,2017年主要通过行政手段控制了“弃风弃光”规模,然而这并不是长效机制。今年初能源局发布《关于2018年度风电建设管理有关要求的通知》,要求各地报送消纳方案,未报送的地区停止新增建设规模的实施,侧面反映了“弃风弃光”愈加严峻。 近十年来,虽然政府一再强调分布式,其发展速度却远远落后于集中式。在行业发展初期,光伏经济性很敏感,项目成本低和规模大都更有利于集中式发展。近年光伏发电成本显著降低,即将实现发电平价上网,消纳问题转而成为更重要的因素。 在这样的背景下,分布式可以是比较好的解决方案,特别是直接面向用电需求的分布式应成为今后发展的关键。近两年来,光伏企业在谈到发展前景时,往往表示平价上网为时不远或已经可实现;而在具体项目实施时,却往往诉求补贴。 笔者相信以“隔墙售电”为脉络的新政策是积极的,可以进一步推动光伏行业从简单的规模成本化向多元发展目标整合,推动与丰富相关企业从生产化到市场经营化的发展,从而更有效地实现光伏平价上网。 “隔墙售电”政策改变了光伏行业的内在逻辑。目前光伏发电主体以发电企业与光伏公司为主,发电成本对标火电标杆电价,并不考虑用电侧需求。而新政策强调的直接售电模式下,发电主体变为以用户为主,对标的是终端销售电价,需要首先明确用电侧主体,体现局部经济性。 “隔墙售电”包含三层逻辑,第一层,发电用电是用户对用户、点对点的交易模式,符合电力市场化改革的基本原则,电网仅仅提供电力通道,而不担当整个消纳配电义务,由用户实现微观层面的发电消纳。第二层,以协议电价来替代“一刀切”的标杆电价。第三层,现行政策中规定“隔墙售电”电价,是想将看不见的总体的并网成本打散并外部化,发挥市场的价格发现功能,形成可持续的市场化交易模式。 “隔墙售电”政策的目的是明确的,脉络是明晰的。然而,具体操作过程中仍面临着很大的困难与不确定性。首先是过网费如何确定的问题。举一个简单例子,一个地方100家A给临近的100家B供电,从物理上看,过网费应该较低,然而从整体上看,如果保持整个电网稳定的成本,则需要将成本具体折算到每个连接的过网用户上,那么会包含很大的不确定性。广东某些地区给出了约3毛钱的过网费就是这个问题的集中反映。其次,这一从宏观到微观打散的政策如何保证整个光伏行业的健康发展,如何与“十三五”能源总体发展目标相符,会给国内市场带来怎样的冲击,可能需要时间与后续政策来过渡。“隔墙售电”将光伏行业的核心问题交给市场解决,而市场之手是否有效有力,则需要进一步观察。最后,中国的终端电价中包含着一系列交叉补贴,如工业电价中包含了对居民部门的交叉补贴。以协议电价取代终端电价后,某些账户如何平衡仍需进一步讨论与协调。 “隔墙售电”对中国光伏企业提出了更高要求。此前,企业的主要目标是通过规模效应降低生产成本。今后光伏企业不但要在成本上、技术上继续下工夫,也需要在经营上、市场开拓与项目管理上投入力量,有所创新。另外,微观上面向用电侧的政策为以后多种技术的消纳手段留下了一个可操作的接口,通过协议价格,今后新能源发电可以更好地与各种主动消纳手段,比如以电动汽车为主的新兴用电需求以及储能手段相结合,解决新能源发电平价上网与有效消纳这一根本难题。

“从近期来看,简单的‘光伏+储能’模式目前形势下尚难直接实现二者的双赢。”中关村储能产业技术联盟监事长张静表示。

美高梅棋牌娱乐app,由于新能源发电受外部环境影响较大,发电出力具有一定波动性,因此电网对光伏、风电等新能源发电并不能做到100%的完全消纳,新能源发电消纳难问题凸显。储能的出现似乎让这一难题的解决看到了希望的曙光,光伏+储能、风电+储能被认为是提高新能源利用效率的有效手段之一。然而这种被认为确实很实用、很节能的最佳组合,在光伏新政策出台之前,因为经济性不高并没有赢得光伏企业的过多青睐。

根据中关村储能产业技术联盟项目库数据,截至去年底,我国电化学储能累计装机规模为38.98万千瓦,其中应用于集中式可再生能源并网领域的装机规模约为29%,而这一比值在2012年为41%,在2013年为32%。也就是说,近年来集中式可再生能源并网配置储能设施的进展并不是很快。

张静给记者算了一笔账,以当前储能项目中用得较多的锂电池和铅炭电池为例,简单计算储能系统度电成本大约为0.45元/千瓦时,如果光伏发电成本为0.25元/千瓦时左右,两者结合度电成本约为0.7元/千瓦时。

在目前储能没有补贴的情况下,如果仅靠出售储能电站储存的未上网光伏电量增加光伏发电的经济效益,这种简单的光伏+储能模式的盈利仍然存在一定困难。

因此,只有在电力市场化程度不断提高前提下,通过商业模式创新、技术变革、成本降低等方式有效、彻底地解决光伏+储能的盈利问题,储能才真正能成为“救命稻草”,成为光伏平价上网的最佳搭档。盈利问题不解决,不能直接触发储能市场爆发式增长。

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