近日，江蘇發(fā)布了《關(guān)于進一步做好光伏發(fā)電市場化并網(wǎng)項目配套調(diào)峰能力建設(shè)有關(guān)工作的通知》，文件內(nèi)容可以重點概括為以下4點：

(資料圖片)

1、為確保電網(wǎng)調(diào)峰安全，火電機組靈活性改造、抽水蓄能不再作為市場化并網(wǎng)項目配套調(diào)峰能力。

2、新增納入實施庫的光伏發(fā)電市場化并網(wǎng)項目，均應(yīng)采取自建、合建或購買新型儲能(包括電化學(xué)、壓縮空氣、重力儲能等)方式落實市場化并網(wǎng)條件。

3、光伏發(fā)電市場化并網(wǎng)項目全生命周期內(nèi)，均應(yīng)配套相應(yīng)的調(diào)峰能力。

4、鼓勵已納入實施庫的項目將火電機組調(diào)峰能力變更為新型儲能。

文件發(fā)出后，筆者注意到有一些聲音表示，強制配儲后光伏項目的建設(shè)成本增加，資金回收年限就會增加，誰還會投資建設(shè)？這下江蘇省內(nèi)的全額上網(wǎng)光伏項目可能有一半要“涼涼”了！

為什么會出現(xiàn)有這種說法？我們先來捋一下什么是文件中的“市場化并網(wǎng)光伏項目”。

2021年5月，國家能源局發(fā)布《關(guān)于2021年風(fēng)電、光伏發(fā)電開發(fā)建設(shè)有關(guān)事項的通知》，建立了并網(wǎng)多元保障機制。簡單來說把所有新能源項目分為兩類，一類是各?。▍^(qū)、市）完成年度非水電最低消納責(zé)任權(quán)重所必需的新增并網(wǎng)項目，稱為保障性并網(wǎng)項目，由電網(wǎng)企業(yè)實行保障性并網(wǎng)（無成本并網(wǎng)）。

另一類則是保障性并網(wǎng)范圍以外仍有意愿并網(wǎng)的項目為市場化并網(wǎng)項目，可通過自建、合建共享或購買服務(wù)等市場化方式落實并網(wǎng)條件后，由電網(wǎng)企業(yè)予以并網(wǎng)，即投資方需要自己額外花代價并網(wǎng)，通過市場化的手段購買消納能力。

在2022年5月-12月，江蘇共下發(fā)了5批次的市場化并網(wǎng)光伏項目名單，總規(guī)模為11.2GW，全部為地面光伏項目，而地面光伏項目又基本上都是全額上網(wǎng)項目。

江蘇省2022年5批市場化并網(wǎng)光伏項目分配情況（單位：MW）

但對于“江蘇省內(nèi)一半的全額上網(wǎng)光伏項目要‘涼’了”這種擔(dān)憂，筆者認(rèn)為不必過于悲觀。

新能源配儲已是”必答題”而非“選擇題”

事實上，2021年以來，已有近30個省市推出了新能源項目強制配儲政策或“十四五”期間儲能發(fā)展目標(biāo)，包括山東、河南、青海、山西、內(nèi)蒙古等。

以光伏裝機大省山東為例。2022年8月，山東省印發(fā)《風(fēng)電、光伏發(fā)電項目并網(wǎng)保障實施辦法（試行）》征求意見稿，指出將儲能容量配置比例作為風(fēng)光項目并網(wǎng)的最優(yōu)先條件，按照統(tǒng)一的排序規(guī)則依次保障并網(wǎng)。

市場化風(fēng)光集中式項目，按照配儲容量比例（儲能容量/新能源裝機規(guī)模）＞儲能規(guī)模比例（儲能規(guī)模/新能源裝機規(guī)模）＞共享儲能＞自建儲能＞租賃儲能的優(yōu)先級進行排序，依次納入年度開發(fā)建設(shè)容量。

同年12月，在山東省能源局公布的《2022年市場化并網(wǎng)項目名單》中，容量共計約6.93GW的54個市場化并網(wǎng)光伏項目中，有21個項目配建了大型獨立儲能電站，31個項目配建了電化學(xué)儲能電站，兩個項目配建了制氫項目。并且配儲比例都很高，在10%*8h~42%*2h，共配置儲能約2.7GW/5.5GWh。

更高的新能源配儲比例則出現(xiàn)在河南省。

2022年10月，河南發(fā)布了《關(guān)于下達2022年風(fēng)電、光伏發(fā)電項目開發(fā)方案》的通知，下發(fā)了共計5.1GW的市場化并網(wǎng)風(fēng)電、光伏發(fā)電項目。其中儲能的配置要求按照20%~55%、時長2~4小時不等，遠高于其他省份的儲能配置比例。

就在4月25日，河南省發(fā)改委最新發(fā)布了關(guān)于《加快我省新型儲能發(fā)展的實施意見（征求意見稿）》，文件進一步明確，針對2021年以后進入風(fēng)光開發(fā)方案的新能源項目，嚴(yán)格配置儲能，儲能不能晚于新能源投運。未投運儲能，電網(wǎng)不得調(diào)度及收購其電力電量。同一區(qū)域內(nèi)，儲能配比高的優(yōu)先調(diào)度，容量相同的情況下，儲能時長長的優(yōu)先調(diào)度。

對于未按承諾履行新型儲能建設(shè)責(zé)任的，或未按承諾比例租賃新型儲能容量的新能源企業(yè)，按照未完成儲能容量對新能源容量規(guī)模的2倍予以扣除其并網(wǎng)容量。

可見，隨著風(fēng)光發(fā)電等新能源電力大規(guī)模地接入電網(wǎng)，新能源配儲已然成為了一道“必答題”而非“選擇題”。通俗點來說就是，以后大家都這樣，不是江蘇搞特殊。

況且在配儲比例方面，此前多地發(fā)布的配儲比例普遍在10%-20%，配儲時長1-4小時。相比之下，江蘇的新能源配儲比例還是比較低的。根據(jù)2022年3月31日江蘇發(fā)改委下發(fā)的《關(guān)于開展2022年光伏發(fā)電市場化并網(wǎng)項目開發(fā)建設(shè)工作的通知》，儲能配比要求為：長江以南地按照功率8%及以上比例配建調(diào)峰能力；長江以北地區(qū)原則上按照功率10%及以上比例配建調(diào)峰能力。時長均為2小時。

配儲成本進一步下降

2023年開年以來，碳酸鋰價格持續(xù)快速走低，帶動儲能電芯及系統(tǒng)價格快速下降。

4月24日，電池級碳酸鋰價格最新報價18萬元/噸，距離59萬元/噸的歷史高點，已經(jīng)跌去了將近70%。

據(jù)央視正點財經(jīng)近日報道，受碳酸鋰價格下跌影響，整個電芯BOM物料成本也已下降了20%到30%，儲能系統(tǒng)價格已從去年的1.45元/Wh下降到當(dāng)前的1.15元/Wh。

從筆者統(tǒng)計的3月2.9GWh儲能中標(biāo)項目情況來看，3月份磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)采購的均價為1.24元/Wh，相比2月又下降了0.2元/Wh，觸及行業(yè)新低。儲能EPC均價1.8元/Wh左右，相比上月價格也下滑了10%。

業(yè)內(nèi)專家認(rèn)為，未來碳酸鋰價格還可能繼續(xù)下探。碳酸鋰價格的下跌將進一步帶動儲能項目建設(shè)成本下降，從而提高項目的收益率。

新能源配儲項目盈利渠道拓展，收益率有望提升

雖然長期以來，由于尚未建立起穩(wěn)定可持續(xù)的收益模式，我國已建成的大部分新能源配儲項目沒有得到合理的利用。但目前多省都在嘗試建立成熟的儲能項目盈利模式，擴展盈利渠道，并取得了初步成果。

還是以山東為例。從收益渠道來看，山東的儲能電站收益來源已經(jīng)走出了幾條“特色路徑”。

1、電力現(xiàn)貨市場

根據(jù)《山東省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則(試行)》，獨立儲能可參與電力現(xiàn)貨市場進行交易，即在新能源低電價時充電、新能源高電價時放電。目前來看，多省電力峰谷特性越發(fā)明顯，峰谷電價差也在逐步拉大，儲能項目的盈利能力得到提升。

2、容量補償

依據(jù)2022年9月山東省能源局印發(fā)的《關(guān)于促進我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》，獨立儲能示范項目參與電力現(xiàn)貨交易，暫按電力市場規(guī)則中獨立儲能月度可用容量補償?shù)?倍標(biāo)準(zhǔn)執(zhí)行。

依據(jù)《關(guān)于電力現(xiàn)貨市場容量補償電價有關(guān)事項的通知》，參與電力現(xiàn)貨市場的發(fā)電機組容量補償電價標(biāo)準(zhǔn)為0.0991元/度，那么儲能可獲得的補償標(biāo)準(zhǔn)為0.1982元/度。以100MW/200MWh儲能示范項目每天一充一放為例，每年運行300天以上則可以獲得容量補償收益約1189.2萬元。

3、容量租賃

據(jù)了解，目前山東共享儲能容量租賃市場價格約220元/kW·年～280元/kW·年，以此推算，一座100MW的儲能電站每年出租容量可獲得租賃費用最高2800萬元，如果和多個新能源項目簽約、儲能的收益也將疊加。

4、電力輔助服務(wù)

2022年7月26日，《山東儲能電站并網(wǎng)運行管理實施細則（試行）》征求意見稿提出，將5MW/2h及以上的獨立儲能電站納入山東“兩個細則”管理，儲能電站可參與黑啟動、轉(zhuǎn)動慣量、快速調(diào)壓、一次調(diào)頻等輔助服務(wù)獲得補償。對提供黑啟動服務(wù)的儲能電站暫按廠補償，標(biāo)準(zhǔn)6000元/天，其他補償費用由風(fēng)電場、光伏電站和儲能電站按發(fā)電量的比例分?jǐn)偂?/p>

此外，在4月25日河南省發(fā)改委發(fā)布的《加快我省新型儲能發(fā)展的實施意見（征求意見稿）中，針對獨立儲能電站充放電價格機制也作出了明確規(guī)定：

進入電力現(xiàn)貨前，獨立儲能放電，視作發(fā)電市場主體參與市場中長期市場，簽訂頂峰時段市場合約；用電時，作為電力用戶享受低谷時段用電電價。充電不承擔(dān)輸配電價、政府基金及附加。

調(diào)峰輔助服務(wù)方面，獨立儲能電站提供調(diào)峰服務(wù)，按照火電機組第一檔調(diào)峰輔助服務(wù)交易價格優(yōu)先出清，上限0.3元/kWh。

獨立儲能享用優(yōu)先調(diào)度制，每年完全調(diào)用次數(shù)350次。

建立儲能容量租賃共享制度，租賃參考價200元/kWh·年，鼓勵儲能與新能源企業(yè)簽訂10年以上合同。

另外，對建成投運的獨立儲能電站，按放電量，省財政還將提供0.3元/kWh的補貼，補貼期2年。對規(guī)模在1000kWh以上的用戶側(cè)儲能，投運后，省財政按200元/kWh標(biāo)準(zhǔn)給與一次性補貼。

回到江蘇省，2022年8月8日，江蘇省發(fā)改委印發(fā)的《江蘇省“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》也提出：

完善適應(yīng)新型儲能發(fā)展的電力市場體系，推動新型儲能以獨立電站、儲能聚合商、虛擬電廠等多種形式參與輔助服務(wù)，鼓勵配建新型儲能與所屬電源聯(lián)合參與電力市場。

探索建立獨立儲能作為新型市場主體參與中長期和現(xiàn)貨市場交易機制，獨立儲能可視同電力用戶在低谷時段充電，視同發(fā)電企業(yè)在高峰時段向電網(wǎng)送電，并提供調(diào)頻、黑啟動等輔助服務(wù)，發(fā)揮其移峰填谷和頂峰發(fā)電作用。

綜合目前各省出臺的政策，一個大趨勢就是，推動新能源配儲轉(zhuǎn)為獨立儲能參與現(xiàn)貨市場及全省的調(diào)頻輔助服務(wù)，從而改善新能源配儲的利用率和調(diào)用不足的現(xiàn)狀，擴展項目的盈利渠道。

同時，筆者也建議還尚未進行新能源配儲的項目，可通過集中建設(shè)儲能電站實現(xiàn)新能源配儲需求，在分?jǐn)偼督ǔ杀镜耐瑫r，也將顯著增加儲能的利用率和調(diào)用頻次。

（圖片來源：veer圖庫）

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