整县推进储能为时尚早-北极星储能网

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伴随着“整县光伏”推进，业内有声音传出——“这之后就是整县推进储能。”一边是政策支持，国家发改委、国家能源局近期发布了《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，要求按20%以上进行配置可优先并网，并要求配置储能与发电项目同步建成、同步并网；一边是储能成本下降，储能设备、储能管理系统技术及质量增强，似乎也在印证储能正在酝酿大动作。不过有专家冷静指出，推进“整县储能”还为时尚早。

（文丨本报记者韩逸飞）

现实障碍多

一位光伏制造商告诉记者：“现在光伏整县推进并没有经济性，如果再加上储能，会进一步增加成本，标准问题和安全问题也没有解决，如果放在用户侧，也就是老百姓家里，存在一定风险。”他坦言，如果不具备经济性，则没有企业或个人愿意投资。

“现阶段，储能成本高企、价格机制不明确等都制约着用户侧储能的发展。目前，户用并网储能主要应用在电价较高、峰谷价差较大的国家和地区，如欧美和澳洲等。粗略测算，当峰谷价差超过0.68元/千瓦时的时候，储能系统方可获利。”上述光伏制造商认为，多年前，光伏系统因成本较高无法走入寻常百姓家，后来在政策鼓励和系统成本下降的双重作用下，户用光伏系统也渐渐走向平价时代。国内用户侧储能的发展或许也将经历类似的发展路径。“但现在说整县储能，太早了。”

不仅如此，该光伏制造商还认为，现在储能行业尚未出现大型企业，还没有摸索出成熟的市场机制和商业模式，仓促进入整县储能，对于中小企业来说存在一定风险。此外，欠缺电力辅助服务市场补偿机制，如设备厂商为取得订单基本上是进行垫资建设。“如果要垫钱搞推广，成本回收要等到什么时候呢？企业承受得起吗？”

光伏整县推进释放需求

今年以来，山西、宁夏、青海、内蒙古、贵州、河南等多个省区发布新能源配储方案，奇点能源总经理刘伟增表示：“在碳达峰、碳中和目标推动下，光伏的高比例接入，对电网和配电网形成了极大挑战，必须同步配备安全高效的储能方案，打通‘发储配用’全面管理，为光伏高质量整县推进保驾护航。”

前不久，发改委印发了《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求在保持销售电价总水平基本稳定的基础上，进一步完善目录分时电价机制，合理确定峰谷电价价差。这意味着将来国内电价将拉开峰谷价差，加之储能及光伏系统成本继续下降，有望打开整县储能市场。

一位储能企业专家认为，中长期来看，用户侧储能是支撑储能市场蓬勃发展的重要组成部分。“保守按照平均每个省最终上报 20个光伏整县推进试点计算，估计目前已经上报的22个省（区）将有超过400个县参与到此次分布式光伏整县推进中，按照每个县 20万千瓦的规模计算，400个县整县分布式光伏装机规模将超过8000万千瓦，最终规模或超过1亿千瓦。这意味着，随之而来的可再生能源高渗透率有可能对电网造成巨大冲击，发展整县储能或许可以作为‘稳定器’提供支撑。”

不会推高电价

随着电力系统增加储能，配套成本随之上升，电价是否会上涨？

上述专家认为，从电力系统整体来看，光伏配合储能调峰能力的增加将提升电力系统的灵活性，有助于可再生能源的大规模发展。“整县配储并不会提升电价，因为在现行系统下，隐性的碳减排成本和收益是未计算在内的，未来碳交易市场、绿电交易等将补足该部分收益。”

现在工业用电与居民用电的交叉补贴一直存在，电价承载的转移支付、补贴等金融属性在市场驱动下，将逐渐恢复其商品属性，未来可能大力推广施行‘居民阶梯电价+分时电价’，为户用储能带来空间。”在专家看来，不用为了涨电价而担心，“户用储能会催生出通过电力辅助服务市场回收的容量成本,通过现货市场回收的电量电价，均按照市场机制予以疏导，由相关受益方承担的情况来平稳整县储能推进后的电价。”

原标题：“整县配储”为时尚早

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