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某地風儲電站，與傳統的風力發電站相比，這處電站配備了10兆瓦時的儲能設施，可以在發電高峰時將電能暫時儲存，在用電高峰時釋放。資料照片
一邊是政策端的利好和資本端的追捧，各地規劃建設目標宏大、配套儲能項目要求高；另一邊卻是部分地區儲能項目建設進度滯后，已建成的項目利用率偏低。《經濟參考報》記者近日采訪調研了解到，隨著我國新能源建設提速，加快儲能等靈活性電源建設迫在眉睫。但受市場環境變化、行業標準缺失等因素影響，當前部分儲能項目盈利水平不高，投資儲能的企業存在顧慮，影響了新能源開發利用及電力可靠供應。
“部分儲能項目沒有實質性動起來”
“儲能現在投資前景怎么樣，有沒有什么好項目可以介紹。”今年以來，在新能源行業的各大展會上，儲能無疑是繞不開的話題。
在“雙碳”目標下，近兩年我國新能源裝機急劇增長，但間歇性、波動性等不穩定先天缺陷凸顯，由此產生的電力消納難、外送難、調峰難等問題嚴重制約了行業的可持續發展。儲能被視為應對新能源大規模并網和消納的重要手段，是構建新型電力系統不可或缺的關鍵基礎設施。
相對于建設周期較長的抽水蓄能項目，當下新型儲能熱度攀升。中國電力企業聯合會（下稱“中電聯”）近日發布的《新能源配儲能運行情況調研報告》顯示，截至目前，全國已有近30個省份出臺了“十四五”新型儲能規劃或新能源配置儲能文件，發展目標合計超過6000萬千瓦，是國家能源局《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》中提出的2025年達到3000萬千瓦目標的兩倍。
《經濟參考報》記者調研了解到，很多地方正在加快推進“新能源+儲能”，并提出清潔能源基地建設須配套20%的儲能規模等要求。內蒙古、新疆等一些新能源占比較高的省份，甚至要求配時長4小時以上儲能設施。
中關村儲能產業技術聯盟披露的數據顯示，截至今年9月底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規模達50300兆瓦，同比增長36%。其中，新型儲能項目累計裝機規模6660兆瓦，同比增長78%，占儲能項目裝機總規模的13.2%。今年前三季度，中國新增投運新型儲能項目裝機規模933.8兆瓦/1911.0兆瓦時，功率規模同比增長113%，新增規劃、在建新型儲能項目規模73300兆瓦/177000兆瓦時。
盡管市場前景一片大好，但一些儲能項目卻面臨著淪為“雞肋”的尷尬現狀。
記者在青海省主要新能源產業園區走訪了解到，青海去年以來開工建設的新能源項目，其配套儲能項目幾乎沒有開建。
作為全國首個新能源綜合示范區，寧夏預計年末新能源裝機規模將達到3162萬千瓦左右，按照寧夏《關于加快促進儲能健康有序發展的通知》要求，存量和增量新能源規模需按10%配置儲能，儲能基礎規模需達到316萬千瓦。但截至11月底，已開工儲能項目僅15項215萬千瓦/470萬千瓦時，新能源發展與儲能發展尚未同步。
記者調研發現，一些地區還存在“一窩蜂”備案現象，儲能市場存在無序競爭現象，甚至出現了買賣儲能“路條”情況，一定程度上抬高了投資成本。此外，為了應付政策要求，部分企業還考慮先小比例配置一些項目“堆”在那，甚至是上一些劣質儲能。
“部分儲能項目沒有實質性動起來。”多位能源企業負責人坦言，已建成的新能源儲能項目利用率也不高。
這種說法與中電聯報告中的調研結果一致。從儲能運行策略看，新能源配儲至多棄電期間一天一充一放運行，個別項目存在僅部分儲能單元被調用、甚至基本不調用的情況。從儲能等效利用系數看，調研電化學儲能項目平均等效利用系數為12.2%，新能源配儲系數僅為6.1%。
運營模式待理順
業內受訪人士認為，部分儲能項目建設滯后、利用率偏低的背后，存在新能源配儲標準“一刀切”、商業模式待理順等問題。
我國西北不僅化石能源富集，太陽能、風能資源也同樣充沛，并且有大面積的荒漠化土地可供利用，新能源在這里迎來爆發式增長。因此，部分大型風光電基地項目布局在傳統的火電基地上，新能源與煤電優化組合效應明顯。然而記者采訪發現，一些完全具備調峰功能的區域，企業仍被要求布局儲能項目。
一家能源企業負責人說，多能互補、交叉互動沒有錯，但也要因地制宜，不宜“一窩蜂”上儲能。
中電聯報告指出，新型儲能種類繁多、功用不一、技術成熟度和經濟性差異大。一些地方采取“一刀切”式的配置標準，部分地區將配儲能作為新能源建設的前置條件。風電配儲和光伏配儲對于儲能的利用、棄風棄光的解決具有明顯差異性，同質化的配置儲能要求缺乏科學性。分散的配置方式無法體現規模效益，普遍存在運營成本高、效率低等問題，難以充分發揮儲能作用。
“新能源配儲能初衷是為了提高整個電力系統調節的能力，但在實際應用過程中，儲能怎么調度，對于企業、電網而言都是新課題。”電力規劃設計總院技術產業中心技術創新處副處長武震稱。
與此同時，新型儲能成本高于火電靈活性改造、抽水蓄能等技術，新能源配儲能收益主要來源于電能量轉換與輔助服務，當前部分儲能項目的盈利水平不高，商業模式、電價機制有待進一步完善。
青海一家新能源開發企業負責人介紹說，目前以鋰電池為主的電化學儲能度電成本約在0.8元左右；抽水蓄能消耗4度電能發3度電，度電綜合成本在0.6元至0.7元之間，儲能電站電價成本高于光伏項目上網電價。
“新能源項目配建10%的儲能項目如果由企業自己建，一方面形不成規模而增加成本，另一方面儲能分散不利于接入電網和調度，如果各企業聯合起來建設，又缺乏統一、專業化的儲能市場機制。”華能集團青海分公司有關負責人說。
此外，安全問題也是影響新型儲能規模化健康穩定發展的重要因素。據中電聯統計，2022年1-8月，全國電化學儲能項目非計劃停機達到329次。電化學儲能的安全標準、管理規范有待進一步提升。
須完善市場機制實現降本增效
“雙碳”目標之下，“十四五”我國可再生能源要實現高質量躍升發展，儲能產業化、規模化發展至關重要。
業內人士建議，首先要優化儲能配置和調運方式，提升儲能利用水平。中電聯規劃發展部副主任葉春認為，應結合當地新能源消納、資源特性、網架結構、負荷特性、電網安全、電源結構等因素，具體分析各地系統調頻、調峰需求，綜合煤電靈活性改造、抽水蓄能建設、電網調節能力提升等實際情況，合理確定新能源配置儲能的規模和型式。
武震說，目前有一些地方在探索共享儲能，未來可以逐步擴大比例，并且建立“統一調度、共享使用”的協調運行機制，提高儲能利用效率。
其次，完善市場機制，促進儲能產業發展。受訪人士認為，應健全新型儲能電站參與電力市場規則，出臺新型儲能容量電價政策，盡快完善新型儲能商業模式，促進新型儲能、靈活性煤電、抽水蓄能等各類資源合理競爭。
在國能海南（共和）新能源開發有限公司有關負責人看來，只有加快完善現有電力市場體系中的儲能政策體系，讓儲能項目在項目建設審批、充放電次數保障、交易機制和結算等方面有“法”可依，投資企業有合理收益預期，這一產業才能真正邁上發展“快車道”。
此外，還需要加大科技創新，明確標準體系。武震認為，通過技術突破、模式創新來降低成本是目前儲能發展的關鍵，建議出臺政策推動產學研用深度融合，扶持和引導產業鏈相關企業加強技術研發，加快多元化儲能發展，優化系統集成，提升儲能系統效率。
同時，提升儲能標準與科技創新、管理創新的耦合力度也至關重要。受訪專家認為，儲能項目需符合地方發展規劃、土地管理、環境保護和安全消防等要求，相關部門需要有更為明晰、系統的標準體系進行引導、規范。
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