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光伏上网受限 储能是机遇 为何却成“鸡肋”?

   2024-01-25 环球零碳Shushu21890
核心提示:自2021年起,各部委便开始陆续出台有关政策,加快推动光储一体化在市场的落地。

摘要:分布式光伏项目配置储能导致投资成本大幅增加,投资回报周期延长。台区配储是目前最合理、最应推广的方式。

如果用一句话总结光伏这几年的发展,那就是“每年都有新变化”。每一次的变化都会带来新的发展或困难。

2021年,整县推进政策推出之际,机构预估,这将带来超过万亿规模的光伏市场。

于是,全国步入跑马圈“光伏”阶段。据最新统计,2023年分布式光伏新增装机容量创下历史新高,达到约96GW。

然而,问题很快就出现了。快速增长之后,分布式光伏并网却难以推进。光伏从业者都知道,这是一场极其复杂的多方博弈,涉及地方政府、投资商、电网,甚至火电厂等。

不过更难的是,如此大规模的新增装机,都盯着想上网,使得消纳难成为最突出的矛盾,这让电网系统的安全运行面临不小压力。多省分布式光伏接网承载力情况告急,不少地区容量已达上限。

一方面发展光伏风电等可再生能源是实现碳中和的必须之举,另一方面可再生能源多了遭遇消纳瓶颈,矛盾如何破解?

很多人提出,光伏配储,或者建立起分布式的源网荷储商业模式,是一种解决思路。

配置储能后,相当于有了一个“缓存的蓄水池”,可以平滑光伏输出功率的波动,减少冲击和干扰,新能源对电网会更加的“友好”。为此,国家层面也提出,鼓励有条件的户用光伏项目配备储能,为分布式光伏配储提供了方向。

按照这个思路,分布光伏限制上网,对于储能反而带来了机遇。一些地方也纷纷出台政策进行鼓励,配储要求在装机容量的8%-30%之间。但实际情况并不如人意。中国工程院院士刘吉臻在给中央的研究报告里曾表示,截至目前,“储能就相当于长江水弄了几个矿泉水桶(去储水),没有起到什么大的作用。”储能电站根本就起不到给新能源做调节的作用。

电源侧强制配储很多成为摆设,负荷侧配置储能又没建立清晰的商业模式。储能成为“鸡肋”原因何在?我国的储能是否会随着分布式光伏的增长和上网受限而打开增量空间呢?

01 光伏配储,能不配就不配?

自2021年起,各部委便开始陆续出台有关政策,加快推动光储一体化在市场的落地。

其中,湖南是推行储能政策较为激进的地区,要求除“乡村振兴、户用自然人”项目外,其他分布式光伏(含存量)按照不低于集中式光伏电站配储比例配置储能。

但值得注意的是,在分布式光伏配储中看到一个特殊的现象:如果当地有可开放容量,该地光伏项目均未选择配储,如果当地无可开放容量,该地光伏项目才会按要求配置储能。

例如,2023年11月,河北省公布2023年地面分布式光伏拟安排项目情况,共302个项目,总规模1.43GW,其中131个项目承诺按要求配置储能,总规模 104MW/204MWh。

但是,这131个承诺按要求配储的分布式光伏项目均位于无开放容量区,而在可开放容量范围内的171个项目均无需承诺配置储能。

为什么会出现河北省这种“能不配储能就不配”的现象呢?

问题就出经济性上。据《北极星太阳能光伏网》估计,按当前配储比例,分布式光伏单瓦成本增加0.5元左右。

分布式光伏项目配置储能导致投资成本大幅增加,和得到的收益不成正比,导致投资回报周期延长。

一般来说,一个地区的储能想要拥有盈利能力,最好同时拥有两个特点,1、两充两放;2、峰谷电价差大于0.7元/千瓦时。

其中,不包含分布式光伏的用户侧储能项目,峰谷价差超过0.7元/kWh被视作一个必备的前提条件,低于0.7元这个分界线,就会陷入收回成本的周期过长、甚至是无法收回成本,沦为“赔本买卖”的尴尬境地。

一旦储能与光伏搭配后,这一峰谷价差需更大,才能同时满足储能以及光伏的盈利需求。

但实际上,很多地方都不具备这些条件,因此储能的经济性也堪忧。如果分布式光伏配储,不仅无法为业主牟利,还会成为一项成本负担。

尤其是在华东、华南这些寸土寸金的地方,如果经济账不划算,那储能设施的推广将更难。

业内人士表示,如果想要提高储能的经济性,需要参与电力辅助服务和现货电力交易,盈利模式多样化才有可持续性才有生命力,否则强制配储,也不被电网调用,是一种浪费。

02 台区配储是目前最合理、最应推广的方式

其实,山东、福建等地还在探索一种光伏配储的新模式,台区储能。

台区是指一台变压器的供电范围或区域,台区配储是指在每个台区变压器低压侧配储能设施,实现对电能的储存和释放,以平衡电网负荷和提高供电可靠性。

山东省太阳能行业协会常务副会长兼秘书长张晓斌接受华夏能源网采访时表示,分布式台区配储,是目前最合理、最应该推广的方式。既可以解决光伏出力与负荷不匹配的问题,又满足了电网的要求,增加了新能源的装机量,又带动了储能的出货量。

目前,在山东德州已有案例,户用分布式光伏的过载发电量可不经过变压器直接存储在储能设备,从而解决了变压器的容量不足问题,相当于实现了对变压器的扩容功能。

台区储能主要是在中午光伏午间发电高峰时段进行存储,以减少光伏发电对台区电压的升高和电网的冲击。等到晚上光伏发电不足时,放电来满足用电负荷高峰阶段,以抵消台区范围内负荷攀升所产生的影响。

最重要的是,台区配储也不影响光伏投资收益率。

2023年以来,光伏组件的价格从2元/W降到1元/W以下。假设配储要求15%/2h,工商储价格1.5元/Wh,单W光伏配储增加的成本约0.45元,组件成本的下降完全可以抵消台区配储的成本增加。

张晓斌认为,分布式台区配储模式之所以不需要新能源企业承担相关的成本,核心就是通过成本转移,削减终端开发的业务费来投资储能。

更重要的是,多台区配储还可实现云储聚合,这是将大量的分布式储能通过聚合商搭建的云平台,聚合为“云储能”,接入电网调度系统。

以单台区100kW/200kWh为例,当台区数量达到500个,整体储能规模即可达到100MWh,或可统一参与电网调度,实现云储聚合,负荷商由电网统一管理,就会形成一个局域的微网体系(虚拟电厂)。

“云储聚合”既能为电网的区域内调度做出贡献,还能获取一定的调度收益。

台区配储的试点,给分布式光伏的持续性发展提供了新思路,也给储能带来新的机会,两者也许会实现相互促进,提供一个巨量增长空间。

但是,不管在那个环节配储,没有市场化电力交易机制的话,还是“晒太阳”。储能的本质是交易,更是一种服务,储能的未来,除了依靠电力市场化交易赚钱,还需要建立强大的运营服务能力(而非运维能力),必须要有数字化工具的赋能,实现充放电策略优化、需量管理、能量聚合、簇芯状态和安全监控、预告警管理等。

 
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