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风光新能源配套储能如何破局：政策不明朗 投资无保障？

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根据通知文件要求 ， 新建新能源项目需配套储能20%容量的储能2小时充放电量的储能电站方能获得电力接入批复 ， 28个项目原来有少数项目属于有补贴的项目 ， 但是由于未能及时开工建设 ， 现在开工需配套储能 ， 根据年底并网的能源局电价补贴政策 ， 这几个项目不仅没有了补贴 ， 而且还要投入储能电站的投资 ， 尽管湖南平价项目电价属于高价（0.45元/kwh） ， 但湖南的风资源相对而言还是一般水平 ， 如何保证在储能建设的基础上 ， 还要平价上网 ， 如何达到各大央企的最低收益水平 ， 成为了各个开发业主的首要问题 。
根据国网湖南综合能源的要求 ， 新能源开发业主自行投资建设储能电站 ， 根据目前的建设投资成本 ， 基本千瓦投资造价在150-190元之间（10年寿命 ， 实际风电二十年的寿命 ， 成本需要翻倍） ， 根据不同电池的配置要求略有差异 。 根据湖南的投资造价 ， 不低于8000元/kw的造价水平 ， 再增加300-400元左右的投资造价 ， 无异于雪上加霜 ， 本来收益率在盈亏平衡点左右的项目基本就没有了投资的可能性 。
这里需要说明的是：当然国网并未明确非要电源开发商投资建设 ， 前提是拟建设一个电源 ， 就得有20%的储能电站备着 。 如何既不投资 ， 又有储能电站用 ， 其实大家都知道租赁 ， 那么问题就来了：
投资储能电站的投资商如何收回投资？
目前新疆 ， 青海 ， 甘肃 ， 江苏 ， 广东部分省市已建有少数的新能源配套储能电站 ， 一般的收益模式是两部分 ， 年租金和峰谷电价差收益 ， 这几个省份基本都实施了峰谷电价差储能 ， 根据储能电站的效率来看 ， 最高1度电只有86%的输出 ， 也就是有14%的损耗 ， 同时寿命基本10年左右 ， 当然还要处决于调峰充放电次数频率 。
国网湖南综合能源已经建成了6万千瓦的储能电站 ， 属于国网自建 ， 目前主要通过收取固定租金方式获取收益 ， 这是国网自己内部的收益问题 ， 如果外部企业建设 ， 这种操作模式可行吗？
这里存在两个难题：
1 ， 收取多高的租金合适？高了新能源企业不愿意？
2 ， 调峰峰谷电价差是否有？
由于湖南目前用电侧没实施峰谷电价 ， 导致湖南这28个项目一直处于观望状态 ， 核心问题在于储能的电价机制没有得到落实 ， 会不会实施？实施 ， 多高的峰谷电价合适？
问题不会永久摆在我们投资业主面前 ， 总需要有人敢吃螃蟹 ， 破局储能已经成为湖南风电光伏新能源发展的关键一环？新能源投资业主既不投钱建储能电站 ， 又能满足上网要求 ， 同时储能电站投资商又能保证电站的稳定回收！这里面临一个抉择：谁先破局吃这个螃蟹 ， 有可能会前期收益盆满钵满 ， 当然也有可能亏得一塌糊涂 ， 但必须有人破局！
储能的规模如何扩大 ， 从各个环节来看 ， 问题在于部分地方电网的政策如何落地 ， 是先有鸡还是先有蛋 ， 这就是储能电站投资方与国网综合能源的一次对赌 ， 对国网来说 ， 湖南储能迫在眉睫 ， 因为今年8月已经出现峰谷的负荷差异两倍多 ， 高峰和低谷对比为3500万千瓦/1500万千瓦 ， 如何通过储能最大限度的把电源企业的电合理的销售出去 ， 成为当务之急！
从产能总量来看 ， 电源已经足够 ， 但从电源消纳负荷来看 ， 储能已经成为负荷削峰平谷的重要手段 ， 只要储能的投资企业能够解决投资收益问题 ， 我相信这个问题就迎刃而解 。
期待我们行业的企业在在尴尬的局面中破壳而出！
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