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装机量激增 储能商用仍遇多重难题
来源:https://chuneng.bjx.com.cn/news/20210512/1151998.shtml | 作者:乐容艾能 | 发布时间: 2021-05-13 | 983 次浏览 | 分享到:
据记者统计，截至目前，已有17省份下发配储要求、12省份将“光伏+储能”写入“十四五”规划。有专家提出，现在风光储模式促进了储能产业规模的快速增长，但是现阶段，绝大多数的新建风光发电侧项目属于强配储能，缺乏合理的商业模式和价格传导机制，或引发无序竞争。

“能算清楚经济账”

现阶段，储能并不是唯一的新能源辅助项目，为追求经济性，企业极有可能采用火电调峰，且新能源企业并不是储能电站建设唯一的受益主体，权责并不对等。

此前，国家发改委发布的《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知（征求意见稿）》（以下简称《征求意见稿》）提出，2021年新能源的指导价统需筹考虑2020年各地燃煤发电基准价和市场交易平均价分省确定，但基本每个省份的指导电价都低于标杆火电电价。

有专家提出，我国储能行业的从业者大多是中小型企业，没有摸索出适合自身发展的市场机制和商业模式。同时，电力辅助服务市场补偿机制同样欠缺，比如设备厂商为取得订单基本上是进行垫资建设。配储就意味着成本增加，利润减少，《征求意见稿》的发布，让部分业内人士担忧，会否减少资本对储能的投资？

中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎认为，储能企业并不需要存在这样的担心。“强配储能会明显拉动储能新增装机量，不加储能就拿不到并网资格，有实力的新能源企业能够算清楚经济账，主动选择配置储能。”

一位储能专家认为，“对于新能源企业来说，更重要的是如何将配储成本传导出去，增加自身收益。”

不过，中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华认为，现阶段第三方产业资本很难直接面对储能，储能机组的快速增长与过分强调经济性，并无助于储能产业的健康发展，反而可能会引发“劣币驱逐良币”。

对新能源发电企业来说，电站投资成本已经固定，一旦上网电价下调，企业利润空间存在下降风险。

彭澎告诉记者，从现阶段来看，整体指导价格的下调手段是“非常温和的”。对比火电电价，也只是下调了几厘钱而已，企业关注的重点并不是指导价的下调，而是如何选择竞价模式。“现在各省有更细致的价格制定，因为政策上的收益细则并不明确，企业也十分清楚基本上拿不到指导价，会将关注重点放在保障小时数带来的收益上。”

上述储能行业专家表示，新能源企业早已在补贴退坡的态势下做好了迎接平价的心理准备。他认为，对于新能源企业而言，企业有能力按照《征求意见稿》标准来执行。“不过每个地方也要看相对应的资源禀赋，来进行成本控制。”

多重难题横陈