想从新能源企业身上挣钱不容易

　　这个夏天，光储示范项目广受讨论。

 

　　六月，新疆发布《关于开展发电侧光伏储能联合运行项目试点的通知》，在位于南疆的阿克苏、喀什、和田和克孜勒苏柯尔克孜四个地区开展试点工作。这一文件承诺，储能项目按期建成后，所在光伏电站从2020年起，每年增加100小时优先发电电量，持续五年。

 

　　八月，西藏也发布了首批光伏储能示范项目申报通知，规模上限为220MW/1120MWh，建设地点为拉萨市、日喀则市、昌都市和阿里地区。

 

　　西藏2019年上半年弃光率高达25.7%，新疆是10.6%，是全国弃光率最高的两个省区。消息一出，企业纷纷行动，目前新疆已经公布了首批试点名单，共十家公司将在南疆建设221MW/426MWh的储能电站。

 

　　不过，消息的另一面是，有不少企业经过一番考虑之后，选择不出手。解决新能源消纳问题一直是储能的一大卖点，但当项目机会真的摆在眼前，就不得不考虑其中利弊。

 

　　从技术上看，储能与新能源发电机组联合运行时，最主要的功能包括平滑出力，在弃风弃光时段吸纳电力，并在其余时段放出，改善新能源发电的波动性和间歇性。在过去的一些示范项目中，已有储能企业宣称，联合运行可以做到让新能源发电场像火电一样平稳可调。

 

　　但改善新能源发电特性和解决消纳问题不能完全划等号。新能源发电的波动性只是加剧弃风弃光的原因之一，对应的解决思路是改善新能源发电特性和增加调峰能力。弃风弃光的原因还包括(但不限于)：本地负荷有限，发得太多卖不出去；输电通道有限，难以卖给外地。解决思路包括电能替代和输送通道建设等等。

 

　　在光储试点推出之前，弃风弃光问题就在改善之中。国家电网2019年的目标是确保弃风弃光率控制在5%以内。从国家能源局公布的光伏数据来看，2019年上半年，全国只有西藏、新疆、甘肃、青海弃光率还在5%以上。上半年全国平均水平是2.4%，乐观地看，国家电网公司的目标很有希望实现。这样的话，储能的发挥空间还有多大？

 

　　如果专注于改善新能源特性这一点，从经营上看，新能源发电企业还是比较缺乏改善自身特性的动力。

 

　　消纳问题的一个微妙之处在于，弃风弃光的直接受损方是新能源发电企业，但在解决这个问题上，采取行动最多的并不是新能源企业自身，而是主管部门和电网公司。发展新能源是政府职责所在，同时，按照《可再生能源法》的规定，对于可再生能源发电，电网企业有全额收购的义务，电网企业未全额收购可再生能源电量，造成可再生能源发电企业经济损失的，应当承担赔偿责任。

 

　　可再生能源补贴政策的调整和补贴的长期拖欠也影响到新能源企业的现金流，这使得众多光伏风电企业缺乏新增投资的意愿。据了解，在新疆的光储试点中，还没有光伏企业参与投资的案例。

 

　　不过，在消纳问题上，还是存在一个新能源发电必须承担义务的领域，那就是辅助服务。按照国家能源局发布的《完善电力辅助服务补偿(市场)机制工作方案》，所有类型机组都要“在同一平台公平承担电力辅助服务义务”。在各地区的辅助服务“两个细则”和市场规则中，新能源机组普遍需要支付考核费用或者购买服务。

 

　　有人因此建议，储能企业要多从辅助服务领域找机会。而说到最后，这还是要依赖于政策的倾斜和电改的进程。