雖然儲能的應用對於可再生能源電站的性能優化和安全運行大有裨益，但如果缺乏合理的機制和明確的投資回收渠道，可再生能源發電側儲能的推行必定困難重重。
日前，山東省能源局發布了關於做好我省負擔得起的互聯網接入工程電網接入工作的通知。通知明確指出，針對山東電網調峰壓力高的實際情況，應鼓勵大型集中光伏電站配備適當比例的儲能設施，以減少“棄光”的風險。這意味著山東省負擔得起的光伏項目將面臨新的挑戰。
那麼，確切的比例是多少呢？如何保證發電企業投資的有效回收？是否有任何具體的激勵措施？
如何實施仍在探索
通知指出，電網企業應根據技術條件和當地吸收空間，對企業申請的光伏可承受的互聯網項目進行電網接入方案和吸收條件進行論證，並對符合條件的項目提出接入和吸收的主要意見。同時要求山東省能源主管部門認真審查光伏可承受的互聯網接入項目相關資料（包括電網企業對接入和吸收的主要意見），並對具備相關條件的項目進行確認。根據各市確定的項目清單，電網企業應根據權限及時出具准入和支付審批意見。
由此可見，光伏平價項目能否在山東落地，關鍵是電網企業給予准入和吸收的審批。
中國電力工程咨詢集團華東電力設計院智能研究室主任指出，可再生能源發電站配備儲能裝置的主要作用之一是提高可再生能源的吸收能力。此外，還可以穩定電站產量的波動，提高電站的調度能力。
根據通知，光伏發電企業是否配備儲能設備是一個獨立的決定。不過，一些開發企業向記者透露，雖然該文件是“鼓勵”的，但電網在接入和支付審批文件中明確提出了20%的儲能配置，“建設100 MW工程必須配備20 MWH儲能能力”。
對此，記者也向山東電網公司致電求證。電網方面明確回應，並無強制規定。但對於如何鼓勵和引導企業配備儲能裝置，山東電網也指出，尚在探索之中，暫無明確措施。
重蹈青海覆轍？
鼓勵或要求可再生能源發電公司配備儲能設備是一個先例。
2017年，青海省發改委發布了《2017年青海省風力發電開發建設規劃》，明確提出了2017年青海省規劃的330萬千瓦風力發電項目。每個項目將按照10個單元的施工規模建造一個儲電裝置。儲電設施總規模為33萬千瓦。
該計劃一經發布，就引發了業內激烈的討論。行業專家和企業表示，隨著電網的管理和技術水平的提高，電力限制問題可以通過調度和需求側響應來處理，不需要以支持儲能的方式解決功率限制，更不用說將支持儲能的成本轉移給開發企業。
經過爭議，由於各種壓力，“建議書”中提出的支持儲能建設的要求並未實際實施。
“為什麼青海後來不再推了，就是因為整件事情的背後並沒有很好的內在邏輯，為什麼要讓可再生能源電站的投資方去投資儲能？投資後的收益如何保證？”對此，表示，雖然儲能的應用對於可再生能源電站的性能優化和安全運行大有助益，但如果缺乏合理的機制和明確的投資回收邏輯，可再生能源發電側儲能的推行必定困難重重。
於中電註冊地址安裝發電或太陽能發電系統，並接駁至中電電網，即可獲享上網電價，中電會購買風能或太陽能發電的電力。立即了解申請資格、程序及上網電價級別，參與可再生能源計劃，共建持續發展未來。
缺乏成熟市場機制
今年2月，新疆自治區發改委發布了《關於在新疆試點建設發電側儲電站的通知》。特別指出，鼓勵光電站合理配置儲能系統，原則上根據光電站的裝機容量對儲能電站進行配置。該通知還指出，原則上，配備蓄電站的光伏項目將使計劃的供電增加100小時。
從技術的角度來看，應用場景是明確的，並且有機會使用它的人才。然而，從商業角度看，目前還沒有明確的投資回收模式。
今年年初，西北能源監管局對華能青海格爾木新能源光伏儲能電站項目進行了調查，該項目是中國最大的商業化光存儲電站。安裝在該項目中的光伏電站為50兆瓦，儲能系統的能量為光伏電站功率的30％。采用15MW / 18MWH鋰電池儲能系統。調查結果顯示，其儲能項目的投資回收期約為15年，在整個生命周期內暫時無法實現盈利。
“可再生電站現在沒有投資於能源儲存的動力，所產生的電力要麼全部由電網獲得，要麼在保證使用數小時內獲得。”指出隨著電力體制改革的深入，可再生能源采購主體將不再局限於電網企業。“在市場環境下，只要有協議，就會涉及電價的高低，甚至是否有人買你發的電。如果發電側有儲能，發電主體有更多的選擇參與電力交易，多餘的電力可以儲存在儲能系統中，在電價高時出售。當然，所有這些都必須建立在成熟的市場模式基礎上，而現在我們還沒有做到這一點。”
相關文章：