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印度最大可再生能源+儲能混合發(fā)電并網(wǎng)項目于近期開標，其中部分標包以的中標價格打敗火力發(fā)電、并成為印度最廉價電力。中標價格一經(jīng)公布，印度國家太陽能聯(lián)合會（NSEFI）主席Pranav Mehta即表示“印度的火力發(fā)電已被淘汰”。
可再生能源+儲能擊敗煤炭！
NSEFI發(fā)布的電價競標結(jié)果如下:
據(jù)報道，該項目共收到了超1.6GW的投標，其中Greenko共拿到900兆瓦的抽水發(fā)電儲能項目，Renew Power則中標300MW的電池儲能。GreenKo投標引用的峰值電價為6.12盧比/kWh，平均電價為100MW的3.89盧比/kWh和800MW的3.93盧比/kWh。ReNew提供的最高電價為每單位6.85盧比/kWh，平均電價為4.07盧比/kWh。
而這里的價格已經(jīng)與印度電力貿(mào)易商最近進行的重點火力發(fā)電項目招標中，每三年4.24盧比（5.89美分）/kWh的電價相當，而且火電電價定為3-5年、不是SECI招標的25年固定價格，意味著每當煤炭價格上漲時，火電電價就會變得更高。
NSEFI主席Pranav Mehta說：“印度國內(nèi)最新的火電招標使電價達到了5-7盧比/kWh的水平（約6.9-9.7美分/kWh，0.49-0.69元/kWh），以每年85％最大發(fā)電能力計算，與最近在美國等國際市場上的峰值電價（8-9印度盧比/kWh，或11.11-12.50美分/kWh，約0.78-0.88元/kWh）相比，此次SECI招標的峰值電價具有極強的競爭力。”
創(chuàng)新招標方式、印度儲能將迎來大發(fā)展
綜合種種因素，相比傳統(tǒng)電源、該光伏儲能項目具有巨大優(yōu)勢。未來會給煤炭帶來巨大威脅。
據(jù)了解，印度大約四分之三的電力來自煤炭。自2017年5月以來，2018年8月太陽能電價首次降至2.44印度盧比/kWh（合人民幣約0.24元/kWh）、創(chuàng)下了最便宜電價的紀錄，打破了可再生能源不可負擔(dān)的神話，并挑戰(zhàn)煤炭的主導(dǎo)地位，從此可再生能源電力如同打開了潘多拉魔盒、逐漸開始走上取代傳統(tǒng)發(fā)電廠作為主要能源之路。
印度新能源和可再生能源部曾制定目標，計劃到2022年3月實現(xiàn)175GW可再生能源的裝機容量。其中就包括2018年至2020年期間進行80GW太陽能和28GW風(fēng)電項目的招標。彭博新能源財經(jīng)在其報告中表示，印度已成為全球最大的新可再生能源發(fā)電項目招標市場，也是吸引清潔能源投資的第二大目的地。
但是相比之下，而在過去很長一段時間內(nèi)，印度的儲能市場拓展并不順利。為了鼓勵制造、部署、創(chuàng)新和降低成本來促進儲能行業(yè)的領(lǐng)導(dǎo)地位，2018年8月印度議員還曾提出國家儲能任務(wù)（NESM）的草案，該儲能規(guī)劃模仿了中國儲能的發(fā)展模式，試圖通過鼓勵電動汽車的推廣應(yīng)用，促進印度國內(nèi)電池研究中心的建設(shè)，推進儲能成本下降。
但印度在大型儲能項目的起步線上一直跌跌撞撞，雖然SECI和其他一些州也在早些時候嘗試過可再生能源+儲能招標，但均以失敗而告終。此次光伏儲能項目的開標，使印度在儲能市場上取得了長足的進步。
據(jù)了解2019年6月左右印度曾發(fā)布大規(guī)模儲能項目招標信息，當時提出重力儲能項目的建議，但項目開發(fā)商考慮到運營成本等問題可能會優(yōu)先選擇抽水蓄能或機械儲能技術(shù)。隨后2019年8月，印度太陽能公司（SECI）發(fā)布號稱世界最大規(guī)模可再生能源儲能項目招標，項目包含1.2GW風(fēng)電光伏等可再生能源，并擴大了可以選用的儲能技術(shù)的范圍，允許項目開發(fā)商使用包括電池儲能、抽水蓄能、機械儲能和化學(xué)儲能，或者組合型儲能系統(tǒng)在內(nèi)的任何儲能技術(shù)。
不過該可再生能源+儲能招標項目成功之處可能在于它提出了另一附加條款：要求項目在每天的5.30-9.30 AM和5.30 PM-00.30 AM的高峰用電需求時間段內(nèi)要提供每天6小時、600MW的電力，而為了滿足這一高峰時段用電需求，開發(fā)商就必須同時配套安裝儲能系統(tǒng)。招標文件要求顯示所配置的儲能系統(tǒng)最小額定容量為可再生能源項目功率的一半，即：如果可再生能源項目的合同容量為100MW，則安裝的儲能系統(tǒng)的最低額定功率應(yīng)為50MWh。但據(jù)相關(guān)媒體測算，若滿足以上對穩(wěn)定的電力需求則需要至少3000MWh的儲能。
光伏+儲能項目解決了光伏發(fā)電的間歇性和用電高峰負荷問題，打消了使太陽能成為主流的主要障礙。
印度儲能聯(lián)盟（IESA）總裁（Rahul Walawalkar）博士表示，“可再生能源加儲能混合動力項目現(xiàn)在被認為是替代傳統(tǒng)電網(wǎng)調(diào)峰電站的可行方案。政府將通過實施此類可再生能源儲能混合發(fā)電項目，就能夠?qū)嵤┨蕴浜笮实拖碌臒犭姀S的計劃，從而為減少排放、改善空氣質(zhì)量提供了推動力，并全面推動了可再生能源的發(fā)展。”
而且就在不久前印度太陽能公司又發(fā)布了一項光伏儲能項目招標，項目將建設(shè)14MW光伏發(fā)電廠及兩個7MW/21MWh的電池儲能系統(tǒng)。
根據(jù)最新《印度固定儲能市場報告》預(yù)估，印度的儲能市場在2018年已達到28億美元，預(yù)計到2026年還將以6.1％的復(fù)合年增長率增長。
可再生能源+儲能擊敗煤炭！
NSEFI發(fā)布的電價競標結(jié)果如下:
據(jù)報道，該項目共收到了超1.6GW的投標，其中Greenko共拿到900兆瓦的抽水發(fā)電儲能項目，Renew Power則中標300MW的電池儲能。GreenKo投標引用的峰值電價為6.12盧比/kWh，平均電價為100MW的3.89盧比/kWh和800MW的3.93盧比/kWh。ReNew提供的最高電價為每單位6.85盧比/kWh，平均電價為4.07盧比/kWh。
而這里的價格已經(jīng)與印度電力貿(mào)易商最近進行的重點火力發(fā)電項目招標中，每三年4.24盧比（5.89美分）/kWh的電價相當，而且火電電價定為3-5年、不是SECI招標的25年固定價格，意味著每當煤炭價格上漲時，火電電價就會變得更高。
NSEFI主席Pranav Mehta說：“印度國內(nèi)最新的火電招標使電價達到了5-7盧比/kWh的水平（約6.9-9.7美分/kWh，0.49-0.69元/kWh），以每年85％最大發(fā)電能力計算，與最近在美國等國際市場上的峰值電價（8-9印度盧比/kWh，或11.11-12.50美分/kWh，約0.78-0.88元/kWh）相比，此次SECI招標的峰值電價具有極強的競爭力。”
創(chuàng)新招標方式、印度儲能將迎來大發(fā)展
綜合種種因素，相比傳統(tǒng)電源、該光伏儲能項目具有巨大優(yōu)勢。未來會給煤炭帶來巨大威脅。
據(jù)了解，印度大約四分之三的電力來自煤炭。自2017年5月以來，2018年8月太陽能電價首次降至2.44印度盧比/kWh（合人民幣約0.24元/kWh）、創(chuàng)下了最便宜電價的紀錄，打破了可再生能源不可負擔(dān)的神話，并挑戰(zhàn)煤炭的主導(dǎo)地位，從此可再生能源電力如同打開了潘多拉魔盒、逐漸開始走上取代傳統(tǒng)發(fā)電廠作為主要能源之路。
印度新能源和可再生能源部曾制定目標，計劃到2022年3月實現(xiàn)175GW可再生能源的裝機容量。其中就包括2018年至2020年期間進行80GW太陽能和28GW風(fēng)電項目的招標。彭博新能源財經(jīng)在其報告中表示，印度已成為全球最大的新可再生能源發(fā)電項目招標市場，也是吸引清潔能源投資的第二大目的地。
但是相比之下，而在過去很長一段時間內(nèi)，印度的儲能市場拓展并不順利。為了鼓勵制造、部署、創(chuàng)新和降低成本來促進儲能行業(yè)的領(lǐng)導(dǎo)地位，2018年8月印度議員還曾提出國家儲能任務(wù)（NESM）的草案，該儲能規(guī)劃模仿了中國儲能的發(fā)展模式，試圖通過鼓勵電動汽車的推廣應(yīng)用，促進印度國內(nèi)電池研究中心的建設(shè)，推進儲能成本下降。
但印度在大型儲能項目的起步線上一直跌跌撞撞，雖然SECI和其他一些州也在早些時候嘗試過可再生能源+儲能招標，但均以失敗而告終。此次光伏儲能項目的開標，使印度在儲能市場上取得了長足的進步。
據(jù)了解2019年6月左右印度曾發(fā)布大規(guī)模儲能項目招標信息，當時提出重力儲能項目的建議，但項目開發(fā)商考慮到運營成本等問題可能會優(yōu)先選擇抽水蓄能或機械儲能技術(shù)。隨后2019年8月，印度太陽能公司（SECI）發(fā)布號稱世界最大規(guī)模可再生能源儲能項目招標，項目包含1.2GW風(fēng)電光伏等可再生能源，并擴大了可以選用的儲能技術(shù)的范圍，允許項目開發(fā)商使用包括電池儲能、抽水蓄能、機械儲能和化學(xué)儲能，或者組合型儲能系統(tǒng)在內(nèi)的任何儲能技術(shù)。
不過該可再生能源+儲能招標項目成功之處可能在于它提出了另一附加條款：要求項目在每天的5.30-9.30 AM和5.30 PM-00.30 AM的高峰用電需求時間段內(nèi)要提供每天6小時、600MW的電力，而為了滿足這一高峰時段用電需求，開發(fā)商就必須同時配套安裝儲能系統(tǒng)。招標文件要求顯示所配置的儲能系統(tǒng)最小額定容量為可再生能源項目功率的一半，即：如果可再生能源項目的合同容量為100MW，則安裝的儲能系統(tǒng)的最低額定功率應(yīng)為50MWh。但據(jù)相關(guān)媒體測算，若滿足以上對穩(wěn)定的電力需求則需要至少3000MWh的儲能。
光伏+儲能項目解決了光伏發(fā)電的間歇性和用電高峰負荷問題，打消了使太陽能成為主流的主要障礙。
印度儲能聯(lián)盟（IESA）總裁（Rahul Walawalkar）博士表示，“可再生能源加儲能混合動力項目現(xiàn)在被認為是替代傳統(tǒng)電網(wǎng)調(diào)峰電站的可行方案。政府將通過實施此類可再生能源儲能混合發(fā)電項目，就能夠?qū)嵤┨蕴浜笮实拖碌臒犭姀S的計劃，從而為減少排放、改善空氣質(zhì)量提供了推動力，并全面推動了可再生能源的發(fā)展。”
而且就在不久前印度太陽能公司又發(fā)布了一項光伏儲能項目招標，項目將建設(shè)14MW光伏發(fā)電廠及兩個7MW/21MWh的電池儲能系統(tǒng)。
根據(jù)最新《印度固定儲能市場報告》預(yù)估，印度的儲能市場在2018年已達到28億美元，預(yù)計到2026年還將以6.1％的復(fù)合年增長率增長。
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