文 | 本刊記者 王佳麗

新能源配儲能的投資可行性取決于商業(yè)模式的搭建，以及儲能系統(tǒng)技術(shù)進步和成本下降。

新能源配儲能是未來的產(chǎn)業(yè)形態(tài)，投資可行性與否取決于兩點，一是商業(yè)模式的搭建，二是儲能系統(tǒng)技術(shù)進步和成本下降。

從現(xiàn)有的商業(yè)模式看，新能源配儲能項目價值創(chuàng)造的路徑包括，參與調(diào)峰、調(diào)頻獲得輔助服務(wù)補償，減少棄風(fēng)棄光電量增加電費收入，參與電力市場交易獲得電價收益，削峰填谷獲得峰谷價差。

從儲能投資下降的空間看，儲能系統(tǒng)成本已經(jīng)由年初2元/wh以上下降至1.7元/Wh以下。隨著技術(shù)創(chuàng)新的發(fā)展，“十四五”儲能系統(tǒng)成本有望降低至0.5元/Wh。

亟需技術(shù)進步驅(qū)動成本下降

過去十余年，儲能投資成本不斷下降。CNESA數(shù)據(jù)顯示，儲能電池成本每年以20%到30%的幅度下降。目前，鋰電池的系統(tǒng)成本（不含PCS）已降至1000-1500元/kWh，進入應(yīng)用盈虧平衡點；鋰電池儲能系統(tǒng)度電成本在0.6-0.8元/Wh。

今年以來，我國新能源儲能項目中標(biāo)價不斷下降。招投標(biāo)信息顯示，我國主要風(fēng)儲項目中標(biāo)價從年初的2.15元/Wh降至1.699元/Wh。4月24日，華能新泰光儲項目開標(biāo)，中標(biāo)價1.54元/Wh，平均報價遠(yuǎn)低于2019年市場主流價格1.8元-1.9元/Wh。

從儲能技術(shù)路線上看，2019年底新增投運的108.5MW集中式可再生能源并網(wǎng)項目全部應(yīng)用了鋰離子電池，其中磷酸鐵鋰電池項目占比最大，達到79.7%。而從今年以來新能源配儲能項目的招投標(biāo)情況來看，絕大部分項目以磷酸鐵鋰電池為主，其次為全釩液流電池。

中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟常務(wù)副理事長俞振華指出，“儲能技術(shù)需要從滿足電力系統(tǒng)長壽命、高安全、大容量等指標(biāo)著手，提高儲能技術(shù)對電力系統(tǒng)的適用度和生命周期內(nèi)的經(jīng)濟性?！?/p>

表3： 2020年以來主要風(fēng)儲項目招標(biāo)價大幅降低

同時，出臺新能源側(cè)儲能調(diào)用、電池衰減容量相關(guān)的標(biāo)準(zhǔn)，提升儲能行業(yè)門檻，一方面可以避免新能源企業(yè)以一次性的沉沒成本去投資建設(shè)儲能設(shè)施，另一方面也可降低儲能系統(tǒng)的度電次成本。

在我國風(fēng)電和光伏產(chǎn)業(yè)的發(fā)展過程中，均出現(xiàn)了連年新增GW級裝機規(guī)模，通過規(guī)模化帶動技術(shù)創(chuàng)新、降低成本的現(xiàn)象。對于新能源儲能來說，也可以借鑒風(fēng)電和光伏的發(fā)展經(jīng)驗，以規(guī)?；党杀荆瑫r繼續(xù)深化電力體制改革，將行業(yè)導(dǎo)向市場化。

探路儲能商業(yè)模式

隨著電力體制改革的深入推進，新能源配儲能商業(yè)模式空間正在打開，但需要政策給予配套。

其一，通過減少棄風(fēng)棄光電量獲利。由于目前電化學(xué)儲能成本相較抽水蓄能仍然較高，該商業(yè)模式適用于棄風(fēng)、棄光率較高地區(qū)。

以青海格爾木直流側(cè)光伏電站儲能項目為例，該電站裝機規(guī)模180MW，2018年1月投運，上網(wǎng)電價1元/kWh。由于棄光問題，項目通過接入1.5MW/3.5MWh儲能系統(tǒng)改造為光儲電站。根據(jù)測算，儲能可以增加發(fā)電量約150MWh/年，增加收益約15萬元，項目投資回收期約6.96年。

其二，參與電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻輔助服務(wù)。受政策限制，該模式需要輔助服務(wù)機制給以保障。2019年6月3日，國家能源局西北監(jiān)管局發(fā)布《青海電力輔助服務(wù)市場運營規(guī)則（試行）》，明確在電網(wǎng)需要調(diào)峰資源的情況下，儲能調(diào)峰價格暫定0.7元/千瓦時，優(yōu)先消納風(fēng)電、太陽能發(fā)電。2020年5月26日，新疆發(fā)改委印發(fā)《新疆電網(wǎng)發(fā)電側(cè)儲能管理暫行規(guī)則》，對根據(jù)電力調(diào)度機構(gòu)指令進入充電狀態(tài)的電儲能設(shè)施所充電的電量進行補償，補償標(biāo)準(zhǔn)為0.55元/千瓦時。

其三，參與風(fēng)光水火儲多能互補。該商業(yè)模式適用于有多能互補需求的地區(qū)，儲能收益來源于平抑波動等輔助服務(wù)。今年以來，國家能源集團、大唐等能源央企均在山西、甘肅、遼寧等省建設(shè)風(fēng)光儲多能互補項目。

除此外，國內(nèi)部分地區(qū)為新能源側(cè)儲能提供了補貼。目前，我國僅有安徽省合肥市和江蘇省蘇州市出臺了地方性補貼政策，前者對光伏儲能系統(tǒng)按實際充電量給予1元/kWh補貼，后者按發(fā)電量（放電量）補貼業(yè)主單位0.3元/kWh。

專家表示，如果存一度電只能放0.5度電出來，那說明儲能系統(tǒng)不行；如果存一度電可以放0.9度電出來，說明系統(tǒng)效率很高，“從儲能系統(tǒng)效率來講，按照放電量進行補貼更為合理。”然而，考慮到日益縮緊的國家財政情況，新能源側(cè)儲能得到補貼的可能性不高。

從國際經(jīng)驗來看，英國電力市場比較成熟，該國的獨立儲能電站既能參與政府的儲能采購計劃，還有峰谷價差和TRIAD等收益，有些電站的多重收益甚至能有十三四種。英國甚至出現(xiàn)過170多元人民幣一度的尖峰電價。由于電池儲能系統(tǒng)能迅速響應(yīng)，有電力企業(yè)每年都能拿到這個尖峰需求。

美國推動建立了儲能系統(tǒng)的投資稅收抵免政策(Investment Tax Credits)，同時購買和安裝儲能系統(tǒng)與太陽能發(fā)電設(shè)施的項目業(yè)主可以獲得30%的投資稅收抵免。該協(xié)議將延續(xù)至2022年，并逐步減少至淘汰（2020年減至26%，2021年減至22%，2022年減至10%）。

韓國從2015年起，開始為配套儲能系統(tǒng)的風(fēng)電給予額外的可再生能源證書獎勵，配套儲能的風(fēng)電場權(quán)重分最高達到5.5分；2017年起，安裝儲能系統(tǒng)的光伏電站也可以獲得額外獎勵，權(quán)重為5，“這使得配套儲能的風(fēng)電光伏電站在可再生能源證書計算中的權(quán)重遠(yuǎn)遠(yuǎn)高于其他不配套儲能的電站。”