儲能商業(yè)化還需時(shí)日
“從近期來(lái)看，簡(jiǎn)單的‘光伏+儲能’模式目前形勢下尚難直接實(shí)現二者的雙贏(yíng)。”中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟監事長(cháng)張靜告訴記者。
由于新能源發(fā)電受外部環(huán)境影響較大，發(fā)電出力具有一定波動(dòng)性，因此電網(wǎng)對光伏、風(fēng)電等新能源發(fā)電并不能做到100%的完全消納，新能源發(fā)電消納難問(wèn)題凸顯。儲能的出現似乎讓這一難題的解決看到了希望的曙光，光伏+儲能、風(fēng)電+儲能被認為是提高新能源利用效率的有效手段之一。然而這種被認為確實(shí)很實(shí)用、很節能的最佳組合，在光伏新政策出臺之前，因為經(jīng)濟性不高并沒(méi)有贏(yíng)得光伏企業(yè)的過(guò)多青睞。
根據中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟項目庫數據，截至去年底，我國電化學(xué)儲能累計裝機規模為38.98萬(wàn)千瓦，其中應用于集中式可再生能源并網(wǎng)領(lǐng)域的裝機規模約為29%，而這一比值在2012年為41%，在2013年為32%。也就是說(shuō)，近年來(lái)集中式可再生能源并網(wǎng)配置儲能設施的進(jìn)展并不是很快。
張靜給記者算了一筆賬，以當前儲能項目中用得較多的鋰電池和鉛炭電池為例，簡(jiǎn)單計算儲能系統度電成本大約為0.45元/千瓦時(shí)，如果光伏發(fā)電成本為0.25元/千瓦時(shí)左右，兩者結合度電成本約為0.7元/千瓦時(shí)。
在目前儲能沒(méi)有補貼的情況下，如果僅靠出售儲能電站儲存的未上網(wǎng)光伏電量增加光伏發(fā)電的經(jīng)濟效益，這種簡(jiǎn)單的光伏+儲能模式的盈利仍然存在一定困難。
因此，只有在電力市場(chǎng)化程度不斷提高前提下，通過(guò)商業(yè)模式創(chuàng )新、技術(shù)變革、成本降低等方式有效、徹底地解決光伏+儲能的盈利問(wèn)題，儲能才真正能成為“救命稻草”，成為光伏平價(jià)上網(wǎng)的最佳搭檔。盈利問(wèn)題不解決，不能直接觸發(fā)儲能市場(chǎng)爆發(fā)式增長(cháng)。
光儲結合是光伏市場(chǎng)化出路之一
“雖然目前儲能對光伏企業(yè)來(lái)說(shuō)并不能達到立竿見(jiàn)影、吹糠見(jiàn)米的救急功效。但是，從長(cháng)遠來(lái)看，光伏新政策的出臺，將進(jìn)一步促進(jìn)兩種技術(shù)的相互融合，激發(fā)開(kāi)拓新的市場(chǎng)機會(huì )，并做相關(guān)技術(shù)、應用以及標準方面的準備。最終幫助兩種技術(shù)共同走向市場(chǎng)化，實(shí)現在電力市場(chǎng)中獲得更高的附加值。”談及光伏與儲能結合的未來(lái)，張靜這樣表示。
光伏最終要實(shí)現平價(jià)上網(wǎng)是國家政策的既定方向。因此，一些資金充裕、危機感較強、布局長(cháng)遠的企業(yè)早已把目光投向了尋求和儲能的合作上，如協(xié)鑫、天合等企業(yè)此前一直在探索開(kāi)展光儲結合的模式、應用創(chuàng )新工作。
張靜表示，光儲結合是光伏走向市場(chǎng)化的出路之一。目前的關(guān)鍵是如何利用市場(chǎng)機制、探索模式創(chuàng )新有效地解決盈利問(wèn)題。她透露，目前聯(lián)盟正在分別測算“光伏+儲能”在不同模式下的經(jīng)濟效益，例如在直接為工業(yè)用戶(hù)節省電費模式中、在市場(chǎng)化隔墻售電模式中以及在參與輔助服務(wù)模式中，后期將會(huì )發(fā)布一些測算成果。
此外，在光伏補貼退坡之后，應進(jìn)一步完善相關(guān)市場(chǎng)機制和價(jià)格機制，為光儲結合創(chuàng )造更加有利的市場(chǎng)環(huán)境。
事實(shí)上，隨著(zhù)各地區峰谷電價(jià)差的日益可觀(guān)，光儲結合的優(yōu)勢將更加凸顯。在分布式光伏中，“光伏+儲能”的模式已經(jīng)取得了一定市場(chǎng)化運營(yíng)成果。在北京、深圳、江蘇等峰谷價(jià)差較大的地區，儲能可以把電網(wǎng)消納不了的光伏發(fā)電存儲起來(lái)在峰價(jià)時(shí)賣(mài)出，或者在峰價(jià)時(shí)自用，已經(jīng)可以實(shí)現一定程度的盈利。
