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青海可再生能源搭配10%储能为哪般?

光伏产业网讯 发布日期:2017-06-23
核心提示: 这周,青海省发改委印发了该省2017年330万千瓦风电开发建设方案。方案要求,各项目按照建设规模须配套10%的储电装置,储电设施总规模为33万千瓦。这些项目被要求在2017年10月底前完成核准,年底前开工建设。
   这周,青海省发改委印发了该省2017年330万千瓦风电开发建设方案。方案要求,各项目按照建设规模须配套10%的储电装置,储电设施总规模为33万千瓦。这些项目被要求在2017年10月底前完成核准,年底前开工建设。建成并网时,国网青海电力公司将严格要求配套的10%储电装置进行并网。
  
  至于配套10%储能的动机,官方文件并没有做任何说明,虽然这的确是储能扩大应用的好机会(这一规模已经非常可观,已经跟德国的总储能规模相当),但还是不能减少我们对这一规定的一系列追问。
  
  追问之一:配套10%的储能是来解决什么问题的?收益是啥?不清楚!
  
  基于目前的现状,人们很容易把所有的行动都纳入解决弃风弃光问题的篮子里,做出一副为了这个问题而努力的样子。那么,这10%的储能可以用来改善弃风弃光吗?
  
  我国的弃风问题,大部分在于缺乏显性的竞争机制,调度原则标准不符合整体效率最大化的价值标准,也不存在发达国家现在面临的电价过低(甚至负电价到抵销电价补贴的程度),从而出现“经济弃风”的情况,即使某些时段由于网络阻塞或者系统安全原因需要弃风,也是极个别的情况。
  
  从“向上”的系统平衡需求来讲,目前所有地区的容量都严重过剩,系统并不需要额外的平衡资源;从向下的需求来看,的确部分地区低谷调峰困难,但是要提供“向下”的平衡服务,起码应该已经在系统中服务了吧?新建的也不在此类(建成的倒是可以,但是无疑增加了容量的进一步过剩程度);从系统的爬坡需求来看,储能的确可以改善一下出力的波动与快速响应。但是接下来就需要问——
  
  追问之二:系统其他的平衡手段耗竭了吗?明显没有!
  
  有用并不是需要采用的充分理由,这里面有个成本效益与成本有效性的问题。在目前的比例与调度模式之下,各发电主体并没有清晰的系统平衡义务。储能仍旧不是经济有效的选择,有更多便宜甚至近乎无直接成本的选择,如调度精细化、煤电深度调峰、大幅下调电价以使煤电进一步压缩直至退出出力序列等。
 
  青海可再生能源搭配10%储能为哪般?
 
  即使我们忽略系统的这些无效率,承认这是短期内一朝一夕改变不了的,我们还是要问——
  
  追问之三:发展储能是谁的责任?为何是风电业主来承担?为何与《可再生能源法》冲突?匪夷所思!
  
  这一规定的确对储能扩大应用有好处。但问题是,为什么其成本跟“学费”直接就加到了风电业主身上?自己孙子花邻居老王的钱不心疼?
  
  我国的《可再生能源法》第十四条明确规定,“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度。制定电网企业优先调度和全额收购可再生能源发电的具体办法,并由国务院能源主管部门会同国家电力监管机构在年度中督促落实”。
  
  2015年3月20日发改委和能源局签发了《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》,2016年6月1日发改委和能源局签发《关于做好风电、光伏发电全额保障性收购管理工作的通知》,以及2016年3月24日发改委单独签发《可再生能源发电全额保障性收购管理办法》。可以讲,这已经足够豁免了可再生能源的平衡义务。而青海这一地方规定为何与《可再生能源法》冲突?退一万步,我们假设青海发改委并无私心,那也仍然需要继续问——
  
  追问之四:文件的出台貌似突然袭击,程序上是否合理?千瓦还是千瓦时!
  
  这一规定涉及到风电业主重大的利益调整。以目前主流电池的成本,如果需要电池能够稳定1小时充放电,那么这一要求将意味着20亿以上的增量成本。程序上是否合理?
  
  至于33万千瓦的“储能”,这一叫法也实在让人费解。一般而言,储能的“容量能力”更多的是千瓦时,而不是千瓦吧?
  
  基于以上的疑问,我们不禁要问一个性质方面的问题——
  
  追问之五:为何这种文件能够出台?
  
  这一项涉及利益相关方重大利益的政府规定,为什么干不清楚,对解决弃风问题不具有成本有效性,全社会收益难体现,储能成本高昂,让风电私人业主去承担违反基本伦理,法律上涉及违反可再生能源上位法。这样的政府文件,其科学性、严肃性何在?我们似乎又到了强调“渎职是最大的贪污”的组织纪律的时候了吗?
  
  面对青海的项目,开发企业真的要好好琢磨一下了,综合各种成本和资源情况,以及未来西部限电的风险,更主要的是政策风险,是否还值得去开发这些项目。
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