／封紅麗／

儲能的發(fā)展離不開市場，更離不開政策。為了能向前邁進一步，儲能既要從現(xiàn)有體制機制約束條件下，通過商業(yè)模式創(chuàng)新、技術(shù)進步等手段，做到夾縫中求生存，又要等待儲能價格機制、建立和完善儲能標(biāo)準(zhǔn)、加快推進電力現(xiàn)貨等政策出臺，賦予其更多價值回報機制，尋求更大的突破。

近年來，我國可再生能源發(fā)展迅猛。截至2019年底，全國可再生能源發(fā)電裝機達7．94億千瓦，年發(fā)電量達2．04萬億千瓦時。這兩項指標(biāo)近五年的平均增速分別為13．1%和11．2%。

據(jù)統(tǒng)計，2019年全國新能源棄電量約515億千瓦時，相當(dāng)于舍棄了超過1/2個三峽電站的發(fā)電量。新能源的快速增長，必將帶來消納問題的進一步惡化。為應(yīng)對可再生能源棄風(fēng)棄光問題，各省市便紛紛出臺了可再生能源配儲能的政策舉措，但該政策一直存在很大的爭議。

我們不禁想問，可再生能源配儲能政策各省執(zhí)行成效如何？到底要不要配儲能？當(dāng)前階段可再生能源配儲能經(jīng)濟性及效果如何？強配儲能將導(dǎo)致什么樣的結(jié)果？政策難以落地的癥結(jié)到底在哪？如何突破？本文希望通過回答這些問題，為儲能行業(yè)的健康發(fā)展提供參考和啟發(fā)。

一、可再生能源配儲能政策各省執(zhí)行成效如何？

目前，已有十八個省份陸續(xù)出臺了鼓勵甚至是強制可再生能源配儲能的地方性文件，具體包括青海、安徽、新疆、內(nèi)蒙古、湖北、湖南、貴州、江蘇、江西、河南、山西、遼寧、山東、吉林、福建、西藏、河北、廣東等。

從各地的政策來看，配置儲能容量要求從5%～20%不等，明確提出可再生能源配置儲能比例的有10個?。鹤钤绲那嗪娭埔蠊夥渲?0%的儲能；新疆、安徽、湖南、山東均要求光伏、風(fēng)電項目強配儲能20%以上；內(nèi)蒙古要求光伏項目配儲能容量不低于5%；之后又有湖北、河北、貴州分別要求風(fēng)電、光伏項目配儲能容量不得低于10%；山西要求新增光伏項目配備15%～20%的儲能。這無疑使可再生能源發(fā)電企業(yè)陷入進退兩難的尷尬境地。

光伏、風(fēng)電項目被強制配儲能帶來的額外成本不是一筆小數(shù)目。以內(nèi)蒙古為例，按照1兆瓦時的費用為200萬元計算，1.4吉瓦光伏電站配5%的儲能，需額外支持費用約為1.4億元。額外增加的成本直接關(guān)系到政策是否能真正落地，那么各省出臺的政策執(zhí)行效果到底如何呢？新能源配儲能的是青海省。早在2017年，青海省發(fā)改委就印發(fā)了《青海省2017年度風(fēng)電開發(fā)建設(shè)方案》，明確提出其當(dāng)年規(guī)劃的330萬千瓦風(fēng)電項目，要按照建設(shè)規(guī)模的10%配套建設(shè)儲電裝置。當(dāng)時引起了巨大爭議。風(fēng)能專業(yè)委員會秘書長秦海巖不惜發(fā)文批駁，青海可再生能源搭配10%儲能為哪般？甚至，他還質(zhì)疑青海這一地方規(guī)定與中國《可再生能源法》相沖突。多方壓力之下，《方案》中提出的配套儲能建設(shè)要求又被撤銷，并未真正推行過。

新疆：2019年2月，新疆明確提出鼓勵光伏電站合理配置儲能系統(tǒng)，按照光伏電站裝機容量20%配置，且原則上可增加100小時計劃電量，看上去更落地。然而，圍繞著增加的100小時要求光伏充電量占儲能系統(tǒng)比重不低于20%。然而，安徽省尚未出臺調(diào)頻輔助服務(wù)市場運營及管理準(zhǔn)則，電源側(cè)配置儲能電站成本較大，棄風(fēng)棄電收益難以彌補投資增加。以安徽省電源側(cè)風(fēng)電廠配置儲能電站為例，若按

青海：首個嘗試推行卻存在兩種不同理解：一種是，直接給光伏電站增加100小時發(fā)電量，100兆瓦的光伏電站收入每年會增加300萬～500萬元。另一種是，在原有保障收購小時基礎(chǔ)上增加100小時。即由交易電量轉(zhuǎn)為保障電量，如原本600小時，變?yōu)?00小時保障量，其余依然為交易電量。

如此一來，100小時發(fā)電量大概每度電會多出幾分到一兩毛的收益，100兆瓦的光伏電站，每年的收益會增加幾十萬元不等。業(yè)內(nèi)普遍認為，新疆后來于當(dāng)年12月突然叫停新能源發(fā)電側(cè)儲能項目，只保留了5個試點的舉動，或許很大原因是按照低收益的理解執(zhí)行，雖然收入會有所增加，但力度卻大打折扣。

安徽：2019年3月，安徽省也發(fā)文照20%容量規(guī)模測算，電化學(xué)儲能投資將占到系統(tǒng)總成本的6%左右，投資壓力較大。盡管華潤濉溪風(fēng)電配儲能項目已經(jīng)投產(chǎn)，其經(jīng)濟性值得商榷。

湖南：2020年4月，湖南發(fā)布了《關(guān)于做好儲能項目站址初選工作的通知》。該《通知》明確，經(jīng)多方協(xié)調(diào)，獲得28家企業(yè)承諾配套新能源項目總計建設(shè)388.6兆瓦/777.2兆瓦時儲能設(shè)備，與風(fēng)電項目同步投產(chǎn)，配置比例為20%左右。這意味著又有一個省份的風(fēng)電項目被強配儲能設(shè)備，且配置比例與此前的安徽省一致。該文件中并未提及如何有效回收成本及具體鼓勵措施，但這筆費用確定無疑由風(fēng)電開發(fā)企業(yè)來承擔(dān)。然而，目前湖南省在運儲能電站僅3座，累計60兆瓦，由國網(wǎng)投資建設(shè)運營，已租賃給不同的火電企業(yè)。其他發(fā)電企業(yè)暫未涉足儲能領(lǐng)域，均為零基礎(chǔ)。

內(nèi)蒙古：2020年3月，內(nèi)蒙古提出光伏電站儲能容量不低于5%、儲能時長在1小時以上。對于上網(wǎng)電價本身就很低的內(nèi)蒙古來說，強配儲能對發(fā)電企業(yè)無疑是雪上加霜。更有趣的是，國家能源局數(shù)據(jù)顯示，2019年內(nèi)蒙古棄光率控制在5%以內(nèi)，棄風(fēng)率超5%。然而，內(nèi)蒙古配儲能政策中，強制要求光儲項目配置儲能比例，卻并未針對風(fēng)電項目配置儲能比例做出明確規(guī)定，這與改善棄風(fēng)棄光率的實際情況似乎有些矛盾。若配儲能的初衷是降低棄風(fēng)棄光率，那么這一政策出臺的針對性就值得深思。

二、可再生能源到底要不要配儲能？

既然可再生能源配儲能政策落地成效并不理想，那到底還要不要配儲能？動力何在？因為儲能有價值，其最大的發(fā)展動力是可再生能源發(fā)展打破了原有的能源利用方式，即能源革命。能源革命的發(fā)生使得可再生能源從補充能源變?yōu)橹黧w能源。

然而，如中科院熱物理所副所長陳海生所說，可再生能源具有兩個根本特征：①能量密度低；②具有間歇性、不穩(wěn)定性、不可控。前者的解決方案即將其轉(zhuǎn)換成能量密度高的能量載體，最常見的轉(zhuǎn)換為電；后者可通過電力電子技術(shù)、風(fēng)火打捆、需求響應(yīng)等多種補救措施，但不能從根本上解決問題。

中國可再生能源學(xué)會儲能專委會副主任李建林指出，由于資源稟賦和負荷不均衡，給電網(wǎng)送電帶來壓力，加上可再生能源的時空不匹配，因此亟需靈活可調(diào)節(jié)的電源。常規(guī)火電雖然作為靈活電源可以調(diào)峰，但高峰負荷周期較短，導(dǎo)致火電利用率不足，根據(jù)計算火電利用小時數(shù)至少達到3200小時，才具備經(jīng)濟性。同時，火電具有爬坡不足的缺點，但儲能調(diào)節(jié)很快。而風(fēng)火打捆只能在一定容量上滿足需求，而且隨著可再生能源裝機比例越來越高，火電裝機相對變少，風(fēng)火打捆不是長久之計。

杜祥琬院士曾表示，如果全國各地全部裝上光伏，那么將有50%的電不用輸送，以分布式能源方式利用。如德國每年的輸電量都在下降，主要是因為其屋頂光伏裝機規(guī)模很大。這意味著，未來的能源利用將變?yōu)榧惺胶头植际较嘟Y(jié)合模式。因此，儲能就成為了最佳解決方案。

三、當(dāng)前階段可再生能源配儲能經(jīng)濟性及效果如何？

從經(jīng)濟的角度講，以目前的成本核算，可再生能源配儲能并非是最佳手段。新能源配儲能無疑增加了額外投資成本。公開資料顯示，目前儲能EPC中標(biāo)單價比2020年年初下降了23%。盡管如此，但按光伏項目裝機規(guī)模20%、儲能時間2小時計算，配套儲能將導(dǎo)致企業(yè)初始投資成本提高8%～10%；對風(fēng)電項目來講，初始投資成本提高比例在15%～20%之間。

實際上，我國的棄風(fēng)棄光大多屬于“經(jīng)濟棄風(fēng)棄光”，且主要集中在西北地區(qū)。根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2019年中國棄風(fēng)、棄光率實現(xiàn)雙降，平均棄風(fēng)率4%、棄光率2%。然而，新疆、甘肅、內(nèi)蒙古三省區(qū)棄風(fēng)率仍超5%，占全國棄風(fēng)電量的81%。西北地區(qū)棄光電量占全國的87%。西藏、新疆、甘肅三省棄光率分別為24.1%、7.4%、4.0%，均大幅超過全國平均棄光率。因此，即使某些時段由于網(wǎng)絡(luò)阻塞或者系統(tǒng)安全原因需要棄風(fēng)棄光，也是極個別的情況。

從解決棄風(fēng)棄光的效果角度講，儲能卻未必能發(fā)揮很大作用。表面上新能源配儲能是為了解決棄風(fēng)棄光問題，但實際上配置10%～20%的儲能真的可以解決棄風(fēng)棄光問題嗎？從實際運行效果來看，風(fēng)電配儲能也未必能很好解決棄風(fēng)問題。首先，小時級的電化學(xué)儲能應(yīng)對棄風(fēng)的作用十分有限。其次在大風(fēng)季或連續(xù)大風(fēng)日，電化學(xué)儲能在風(fēng)電大出力之前幾個小時已快速充滿，對之后的棄電無能為力，且充進去的電在連續(xù)大風(fēng)日期間沒有機會放出，這就導(dǎo)致儲能電站充放電次數(shù)大為降低。

四、強配儲能將導(dǎo)致什么樣的結(jié)果？

強配儲能將首先給新能源企業(yè)帶來成本壓力。配儲能增加的額外成本使光伏、風(fēng)電開發(fā)商陷入進退兩難的境地。盡管電化學(xué)儲能成本已經(jīng)逐年下降，但目前仍高達0.6～0.8元/千瓦時，遠高于抽水蓄能電站0.21～0.25元/千瓦時的度電成本。

以近期安徽完成并網(wǎng)的華潤電力濉溪孫疃風(fēng)儲一體化項目為例，該風(fēng)電場規(guī)劃裝機總?cè)萘繛?0兆瓦，配套建設(shè)10兆瓦/10兆瓦時儲能系統(tǒng)，許繼電氣以單價2.154元/瓦時的價格中標(biāo)儲能系統(tǒng)PC工程。如果按照儲能建設(shè)費用200萬元/兆瓦時來計算的話，相當(dāng)于單個風(fēng)電項目單位千瓦投資增加400元左右。據(jù)領(lǐng)航智庫測算，以2019年核準(zhǔn)的四類資源區(qū)項目為例，工程造價每增加400元/千瓦，項目內(nèi)部收益率（稅后）將下降0.8%。這一經(jīng)濟測算結(jié)果對風(fēng)電開發(fā)商而言是一項巨大的考驗。

短期內(nèi)該政策對儲能有一定推動作用，但同時儲能市場將出現(xiàn)劣幣驅(qū)逐良幣現(xiàn)象。新能源配儲能是合理的，但強配并不合理。對于處于低谷的儲能行業(yè)而言，可能是一個積極信號，短期內(nèi)儲能企業(yè)的訂單將增加，對儲能行業(yè)發(fā)展有一定的推動作用，但強配固定比例的儲能并非是最優(yōu)配置。如有的省要求配10%、20%不等，為了享受優(yōu)先并網(wǎng)，很多項目配套了儲能，但對配儲能后的質(zhì)量卻無硬性要求，倒逼發(fā)電企業(yè)為了配足儲能容量，可能購買劣質(zhì)低價的儲能產(chǎn)品，從而導(dǎo)致儲能行業(yè)出現(xiàn)劣幣驅(qū)逐良幣現(xiàn)象。

五、政策難以落地的癥結(jié)到底在哪？

既然從經(jīng)濟性和效果來看并非最優(yōu)，那我們有必要弄清楚導(dǎo)致棄風(fēng)棄光的根本原因是什么？業(yè)內(nèi)專家?guī)缀跻恢抡J為棄風(fēng)棄光問題的主要原因是當(dāng)前電力市場體制機制沒有理順，沒有按照效率原則來分配電力生產(chǎn)和消費權(quán)。國外的情況同樣可以佐證該結(jié)論，歐洲、北美和中國的電力系統(tǒng)從規(guī)模上、技術(shù)能力上均在一個量級上，然而，歐洲和北美電網(wǎng)內(nèi)非可再生能源占全部電力消費的比例均高于我國。他們早已解決了棄風(fēng)棄光問題，其完善的市場機制是兩者間最主要的差異。很明顯，儲能解決不了市場機制問題。儲能的商業(yè)應(yīng)用反而依賴市場機制問題的解決。

沒有盈利空間才是發(fā)電企業(yè)不愿配建儲能的根本原因。事實上，儲能是有效益的，只是沒法計算。沒有合理的投資回報邏輯，可再生能源配儲能就無法順利推行。主要體現(xiàn)在以下幾個方面：①可再生能源配置儲能可以多發(fā)電，但并沒有給予儲能合理的回報（即可再生配置儲能的成本，通過可再生增發(fā)的電量抵消了一部分儲能成本，相當(dāng)于補償給了可再生能源）。②電網(wǎng)側(cè)配置儲能可以削峰填谷，減少電網(wǎng)投資建設(shè)成本，但如何計算儲能的貢獻也沒有說法。如電網(wǎng)每年尖峰時刻只有幾十個小時或幾百個小時，負荷率若為55%，用戶低負荷運行會出現(xiàn)問題，通過儲能調(diào)峰來緩解，但也沒有給予儲能合理回報。③用戶側(cè)儲能，只有在峰谷價差達到0.7元/千瓦時以上才有可能盈利，但目前除北京、上海、江蘇、廣東、浙江、海南外，其他省份峰谷價差都達不到該水平。

六、如何突破？

儲能的發(fā)展離不開市場，更離不開政策。為了能向前邁進一步，儲能既要從現(xiàn)有體制機制約束條件下，通過商業(yè)模式創(chuàng)新、技術(shù)進步等手段，做到夾縫中求生存，又要等待儲能價格機制、建立和完善儲能標(biāo)準(zhǔn)、加快推進電力現(xiàn)貨等政策出臺，賦予其更多價值回報機制，尋求更大的突破。

（一）現(xiàn)有體制機制下的解決方案

開展“儲能+增值服務(wù)”等創(chuàng)新模式。中國化學(xué)與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應(yīng)用分會秘書長劉勇認為，商業(yè)模式的創(chuàng)新是建立在解決供需匹配基礎(chǔ)上的，而商業(yè)模式的核心在于建立客戶的優(yōu)質(zhì)體驗感上。因此，商業(yè)模式的創(chuàng)新的出發(fā)點應(yīng)基于優(yōu)化用戶體驗上，譬如當(dāng)前在“光儲充”基礎(chǔ)上，做增值服務(wù)。

以深圳一家民營企業(yè)為例，其與公交公司合作開展“光儲充”項目，利用公交站的場地資源配置了幾十臺充電樁，主要服務(wù)對象為出租車和網(wǎng)約車，具備了相對穩(wěn)定的運營頻次和負荷需求，并通過深圳相對較高的峰谷價差獲益。在此基礎(chǔ)上，增加了吃飯、健身、唱歌、跳舞等配套的娛樂設(shè)施，且價格極低，如充電期間健身僅需1元錢，通過這些增值服務(wù)吸引了眾多出租車和網(wǎng)約車司機，從而保證了充電樁每天的充放電次數(shù)，據(jù)悉該模式完全具備盈利性。此外，據(jù)調(diào)研特斯拉正在謀劃在上海臨港工業(yè)園區(qū)做光儲充項目，其可能疊加碳交易、無人駕駛、需求響應(yīng)等增值服務(wù)，可能使其應(yīng)用具備更大的盈利空間。

探索“共享儲能模式”的復(fù)制改良推廣。采用共享儲能模式，可以有幾種收益來源：基本的租賃使用費，還可以通過提供需求響應(yīng)、調(diào)頻、調(diào)峰費用、電動汽車充電、黑啟動等服務(wù)獲取相應(yīng)收益。目前，共享儲能模式在青海已有所應(yīng)用。但共享儲能的應(yīng)用有兩個前提條件：一是有儲能需求；二是有價格機制。

長期看突破點主要在可再生能源技術(shù)和儲能技術(shù)的進步。發(fā)電企業(yè)自身要發(fā)展可再生能源，為了能順利并網(wǎng)送電，必須對其電的品質(zhì)進行改良。這主要取決于風(fēng)電、光伏自身的技術(shù)進步，如采取一些預(yù)測、無功補償?shù)仁侄巍．?dāng)然僅靠此還不夠，儲能技術(shù)成本的快速下降也是解決當(dāng)前問題的重要途徑。儲能成本在過去10年間，每年平均下降10%～15%。隨著儲能技術(shù)的進步，成本逐步下降。儲能系統(tǒng)成本已經(jīng)由最初的7～8元/瓦時，降到后來的2元/瓦時，再到現(xiàn)在的近1.5元/瓦時；電池的循環(huán)壽命也不斷延長，從最開始的1500次，再到3400次，再到現(xiàn)在的6500次。整個系統(tǒng)成本下降，使得造價成本、度電成本同步下降。目前，鋰電池度電成本價格約為0.53元/千瓦時。當(dāng)然這涉及到很多邊界條件，如充放電深度、壽命周期等。多數(shù)專家認為當(dāng)其成本下降至約0.35元/千瓦時時將具備經(jīng)濟性。屆時可再生配儲能也將更具可行性。

（二）體制機制的突破

明確儲能在市場中的地位。中國南方電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心主管王皓懷認為，按照電力系統(tǒng)的運行模式，首先應(yīng)明確儲能的身份，是將儲能核定為發(fā)電，還是用電，抑或是輸電環(huán)節(jié)，目前尚無定論。這給核準(zhǔn)帶來了難題，備案時找誰，后續(xù)無法計量，也就無法結(jié)算。未來，在電力市場化改革過程中，應(yīng)從允許儲能系統(tǒng)運營商作為獨立市場主體提供多元化服務(wù)入手，使其能夠參與調(diào)峰、調(diào)頻、黑啟動等各類服務(wù)，使儲能在為發(fā)電企業(yè)、電力用戶提供服務(wù)的同時，還能夠獲得其他渠道收益，同時應(yīng)秉持“誰受益、誰付費”的原則，將儲能的成本疏導(dǎo)至用戶端。

亟需完善儲能價格機制。可再生能源配置儲能應(yīng)遵循一定的原則。由于各地新能源裝機規(guī)模、電源投資水平以及調(diào)峰資源缺口不盡相同，因此可再生能源配置儲能的合理比例，應(yīng)該在充分對以上條件進行研究測算的前提下再給出數(shù)字。陳海生認為，配置儲能應(yīng)遵循一定的原則：一是要有利有效，配置儲能是確有所需；二是有合理的價格機制。建議根據(jù)可再生配置儲能后的效果來定電價，即電能質(zhì)量作為考核標(biāo)準(zhǔn)在電價中應(yīng)予以體現(xiàn)，而不僅僅體現(xiàn)在容量上。若能完全響應(yīng)調(diào)度，電價就高；反之，則低。若能滿足調(diào)度指令給予其一定的獎勵，不滿足則給予相應(yīng)懲罰。當(dāng)前儲能的經(jīng)濟性較差，主要是因為價格不明確。除了拉大峰谷價差外，儲能的價格機制可按照容量電價、電量電價、輔助服務(wù)電價予以制定，且以對電能質(zhì)量的影響作為電價的評估標(biāo)準(zhǔn)。在出臺相應(yīng)價格政策的同時，也要通過其實踐情況進行調(diào)整和修正。

制定和完善儲能標(biāo)準(zhǔn)。在規(guī)劃中，標(biāo)準(zhǔn)是支持儲能規(guī)?；l(fā)展的重要保障。如何構(gòu)成整個并網(wǎng)的流程體系，身份確定了之后找誰，假設(shè)國家能源局審批，建設(shè)時找誰、并網(wǎng)時找誰，這些都需要明確。儲能的標(biāo)準(zhǔn)體系涉及產(chǎn)品標(biāo)準(zhǔn)、集裝箱標(biāo)準(zhǔn)、交付集裝箱運營標(biāo)準(zhǔn)、規(guī)劃設(shè)計標(biāo)準(zhǔn)、施工安裝標(biāo)準(zhǔn)、并網(wǎng)調(diào)度標(biāo)準(zhǔn)（系統(tǒng)并網(wǎng)接口標(biāo)準(zhǔn)等）、運維標(biāo)準(zhǔn)、消防標(biāo)準(zhǔn)、回收標(biāo)準(zhǔn)。目前，制約儲能發(fā)展的致命因素除了成本外，就是安全。近期，出現(xiàn)了山西等部分省市儲能電站著火現(xiàn)象，甚至5G基站配儲能也出現(xiàn)了著火現(xiàn)象，這一安全隱患嚴重制約了儲能的發(fā)展。儲能雖然有安全標(biāo)準(zhǔn)，但只是常規(guī)的消防標(biāo)準(zhǔn)，并沒有出臺儲能本身的安全標(biāo)準(zhǔn)。因此，當(dāng)前亟需建立儲能安全標(biāo)準(zhǔn)，如防火、消防安全、驗收標(biāo)準(zhǔn)等。其中防火系統(tǒng)標(biāo)準(zhǔn)包括預(yù)警準(zhǔn)確率、時間等，消防標(biāo)準(zhǔn)主要包括預(yù)警、滅火設(shè)備等標(biāo)準(zhǔn)等。

盡快建立完善電力現(xiàn)貨市場。國外成熟的電力市場，新能源側(cè)的儲能超過50%的收益源于參與電力市場交易、輔助服務(wù)等獲得收入，新能源側(cè)的儲能發(fā)展條件優(yōu)渥。從國際經(jīng)驗來看，英國電力市場比較成熟，獨立儲能電站既能參與政府的儲能采購計劃，還有峰谷價差等收益，有些電站的多重收益甚至能有十幾種。

事實上，儲能已經(jīng)突圍了好多次，先從分布式能源，到后來的發(fā)電側(cè)。就2020年的形勢而言，主要在發(fā)電側(cè)，但最終還是要靠電力現(xiàn)貨市場取得突圍。如英國調(diào)頻市場放開后，儲能裝機增長了400%?，F(xiàn)貨市場如果成熟，儲能的機會也將更多。現(xiàn)貨市場會出現(xiàn)實時電價，當(dāng)市場上需要10500千瓦時，但實際只能提供10000千瓦時的時候，儲能就有商機。火電調(diào)度的靈活性介于儲能和可再生能源之間。燃氣調(diào)峰雖然比較靈活，但氣價高且缺氣，因此燃氣調(diào)峰也不是最佳選擇。從另外一個角度來看，天然氣發(fā)電價格是煤電的6倍，100兆瓦的燃氣電站的工作范圍是0～100兆瓦，而儲能的調(diào)節(jié)范圍為-100～100兆瓦。因此，在現(xiàn)貨市場中，儲能的優(yōu)勢將更加顯著。