5月13日，國家能源集團發(fā)布了100MWP光伏治沙儲能競價項目方案編制招標。
該項目所在的內蒙古地區(qū)是中國風電裝機量排名第一的省份。平價在即，考慮到項目收益，此前南下的“風光”開始班師回朝，內蒙古、甘肅、新疆等地亦因此迎來風電光伏大基地建設的2.0時代。
據(jù)《能源》雜志不完全統(tǒng)計，目前，三北地區(qū)大基地風電項目總規(guī)模接近30GW。在大規(guī)模風光建設造成電網(wǎng)脫網(wǎng)、風機停擺的前車之鑒下，此前被打入冷宮的“儲能”因其在調峰、調頻等輔助服務的優(yōu)勢和其平抑新能源波動性的功能，重獲開發(fā)商青睞。
不過，與2018年電網(wǎng)側儲能的爆發(fā)性增長不一樣的是，此番儲能回溫的主要推力來源于新能源。
從今年1月江西省發(fā)布《江西省新能源產(chǎn)業(yè)高質量跨越式發(fā)展行動方案(2020—2023年)》，正式提出推進儲能市場發(fā)展，支持風電、光伏發(fā)電要配建儲能之后，內蒙古、新疆、河南、湖南、安徽等省份先后以政府文件的形式，提出新能源配儲能的發(fā)展模式。
在各地政府的推動下，國家能源集團、華能、國電投等三北地區(qū)風電、光伏建設的主角掀起了新能源側的儲能開發(fā)大潮。
儲能回溫
3月27日，內蒙古察右中旗人民政府與中國船舶重工集團新能源有限責任公司舉辦了光熱及儲能基地項目簽約儀式。
后者將在察哈爾右翼中旗庫倫蘇木規(guī)劃建設百萬千瓦級大規(guī)模光熱及儲能基地，總裝機規(guī)模100萬千瓦，總投資約250億元；先期擬投資50億元啟動20萬千瓦光熱及儲能示范項目建設。
前后一個多月的時間內，大唐集團，國家能源集團、京能集團等十余家新能源開發(fā)企業(yè)先后豪擲上億投資，在內蒙古建設風光儲一體化項目。
內蒙古并非唯一有意發(fā)展儲能的省份。
3月23日，國網(wǎng)湖南省電力有限公司發(fā)展部下發(fā)《關于做好儲能項目站址初選工作的通知》（下稱《通知》）。通知顯示，經(jīng)多方協(xié)調,已獲得28家企業(yè)承諾配套新能源項目總計建設388.6MW/777.2MWh儲能設備,與風電項目同步投產(chǎn)，配置比例為20%左右。
在政府力量推動和資本的熱捧下，儲能如同星星點點的小花，開在了新能源這顆大樹的旁邊。
新能源發(fā)電與儲能聯(lián)姻是業(yè)內公認較有發(fā)展前景的應用。風電和光伏的波動性和隨機性給傳統(tǒng)電力系統(tǒng)的電力平衡帶來不小的困難，大量的新能源接入電網(wǎng)后，需要火電調峰、燃氣機組、抽水蓄能電站或者儲能方式來進行調節(jié)。
而在火電去產(chǎn)能，傳統(tǒng)能源向清潔能源轉型的大趨勢下，儲能一度被認為是新能源的最佳良配。
但同時也伴隨著不小的爭議。三年前，時任龍源電力副總工陸一川曾撰文指出，“無論是化學儲能的各種電池形式，還是壓縮空氣儲能，成本至今居高不下，最樂觀的估計，存取一度電的過程，其成本不小于0.6元。能夠承受這樣一個成本的需求，現(xiàn)今市場機制條件下，即使不是沒有，也是極少量的?！?
三年過去，儲能成本已經(jīng)大幅下降。據(jù)彭博新能源財經(jīng)發(fā)布的報告顯示，鋰離子電池儲能系統(tǒng)的平準化能源成本（LCOE）在2019年的基準價格已達到187美元/MWh，在成本上已經(jīng)可以與燃煤發(fā)電設施或天然氣發(fā)電設施進行競爭，與2012年的成本相比下降了76％。持續(xù)放電時間4小時的儲能系統(tǒng)平準化能源成本（LCOE）在2020年第一季度已經(jīng)進一步下降到為150美元/MWh。
盡管如此，儲能發(fā)展并未完全繞開“成本之問”。有業(yè)內人士分析，平價時代后，新能源項目本身經(jīng)濟賬就很難算。即便在現(xiàn)階段有補貼的情況下，新能源配置儲能，其成本回收周期很可能會延長十年左右。
儲能行業(yè)能在政府的強力推行中撥云見日嗎？
迷霧重重
《儲能產(chǎn)業(yè)研究白皮書2020》發(fā)布在即，這一紀錄著儲能行業(yè)成長軌跡的刊物至今已經(jīng)連續(xù)發(fā)布九年。據(jù)其2019年發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示，截至2018年底，中國已投運儲能項目累計裝機規(guī)模31.3GW，占全球市場總規(guī)模的17.3%。其中，抽水蓄能的累計裝機規(guī)模最大，為29.99GW；電化學儲能的累計裝機規(guī)模位列第二，為1072.7MV，是2017年累計投運總規(guī)模的2.8倍，新增投運規(guī)模682.9MV，同比增長464.4%。
從應用分布上看，用戶側領域的累計裝機規(guī)模最大，為264兆瓦，所占比重達到約50%，產(chǎn)業(yè)格局初步形成；發(fā)電側和電網(wǎng)側領域分列第二、三位，所占比重分別為36%和14%。
2018年儲能行業(yè)的爆發(fā)性增長來源于電網(wǎng)側。當年，電網(wǎng)側儲能新增裝機比重更是首次超過用戶側，躍居第一位，占比達到42%。
當時，用戶側儲能在我國獲得大規(guī)模發(fā)展的主要原因，在于其商業(yè)模式清晰，投資回收年限較短，一般小于8年。從盈利上看，通過峰谷價差方式，用戶側儲能項目在部分省份已經(jīng)接近盈虧平衡點。
但這一輪增長并未持續(xù)太長的時間。進入2019年后，儲能行業(yè)迎來新考驗，不能計入輸配電成本之后，電網(wǎng)側儲能建設暫緩；兩輪降電價后，峰谷電價差不保，用戶側儲能投資回收期延長等。
一時間找不到新增長點的儲能再次陷入緩慢增長期。
在經(jīng)歷了“尋求技術進步”、“培育商業(yè)模式”等拷問過后，儲能行業(yè)迎來穩(wěn)步推行的第十個年頭。這一年，此前備受爭議的新能源配儲能，成了多地政府明文規(guī)定的官配。
新能源發(fā)電側許并非儲能唯一的歸宿，但越來越多的發(fā)電央企發(fā)布儲能招標，對于這個尚在商業(yè)化初期的行業(yè)而言，或許是一個不錯的信號。
