儲能是能源版圖的要塞，儲能興，電力市場則興。然，在當(dāng)前的制度設(shè)計、技術(shù)經(jīng)濟(jì)條件下，新能源強配儲能并不合時宜。
文 | 王佳麗
新能源配儲能“由暗到明”
在政策約束下，新能源儲能項目被儲能業(yè)視為新貴，殊不知新能源發(fā)電企業(yè)正陷入進(jìn)退兩難之境。
在電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)儲能示弱的格局下，新能源發(fā)電側(cè)儲能在政策約束下，進(jìn)入新能源企業(yè)投資決策的視野。電網(wǎng)企業(yè)視儲能為緩解調(diào)峰壓力、降低輸變電損耗、保證電網(wǎng)安全的工具，資源省份也將儲能作為撬動投資的載體，儲能技術(shù)服務(wù)商嗅到了遲到的商業(yè)機會。唯獨對于新能源發(fā)電企業(yè)，卻陷入進(jìn)退兩難境地。
自2019年開始，部分地方便將儲能納入新能源接網(wǎng)方案。今年以來，青海、新疆、內(nèi)蒙古、遼寧、吉林、山東、湖南等十余省將儲能寫入新能源競價、平價項目配置方案，原本秘而不宣的商業(yè)規(guī)則“由暗到明”。
政策約束，儲能成標(biāo)配
新能源配儲能并不是新鮮事物。早在2017年，青海省發(fā)改委便在《2017年度風(fēng)電開發(fā)建設(shè)方案》中提出，列入青海省2017年度風(fēng)電開發(fā)建設(shè)方案的43個項目按照建設(shè)規(guī)模的10%配套建設(shè)儲電裝置，儲電設(shè)施總規(guī)模0.33GW。2019年，新疆、山東、西藏、江蘇等?。▍^(qū)）也陸續(xù)出臺政策，鼓勵或要求新能源項目配備儲能設(shè)施。（見表1）
2020年以來，國家層面鼓勵推動電儲能建設(shè)，以促進(jìn)清潔能源高質(zhì)量發(fā)展。5月19日，國家能源局《關(guān)于建立健全清潔能源消納長效機制的指導(dǎo)意見（征求意見稿）》，明確鼓勵建設(shè)以電為中心的綜合能源系統(tǒng)，實現(xiàn)電源側(cè)風(fēng)光水火多能互補，需求側(cè)電熱冷氣多元負(fù)荷互動，電網(wǎng)側(cè)源網(wǎng)荷儲協(xié)調(diào)控制；鼓勵送端地區(qū)全網(wǎng)優(yōu)化水電、風(fēng)電、光伏、火電、儲能等電源配置。
6月18日國家發(fā)改委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于做好2020年能源安全保障工作的指導(dǎo)意見》，要求提高電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，推動儲能技術(shù)應(yīng)用，鼓勵電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)儲能應(yīng)用，鼓勵多元化的社會資源投資儲能建設(shè)。
國家層面政策在于引導(dǎo)和鼓勵儲能參與新能源并網(wǎng)消納，但各省政策卻將儲能作為新能源項目的標(biāo)配。
從地方層面看，僅今年上半年，全國范圍內(nèi)就有新疆、內(nèi)蒙古、江西、安徽、湖南、湖北、河南、吉林、遼寧、山西、山東、青海等12個?。▍^(qū)）發(fā)布相關(guān)政策，力促儲能在新能源發(fā)電側(cè)應(yīng)用。（見表2）
從上各省政策看，部分?。▍^(qū)）對儲能配置的裝機規(guī)模、儲能時長等因素提出明確要求。例如，內(nèi)蒙古要求光伏電站儲能容量不低于5%、儲能時長在1小時以上；湖北要求風(fēng)儲項目配備的儲能容量不得低于風(fēng)電項目配置容量的10%，且必須與風(fēng)電項目同時建成投產(chǎn)；山東明確儲能配置規(guī)模按項目裝機規(guī)模20%考慮，儲能時間2小時，可以與項目本體同步分期建設(shè)。
部分?。▍^(qū)）明確優(yōu)先支持的新能源儲能項目類型。例如，內(nèi)蒙古提出，優(yōu)先支持光伏+儲能項目建設(shè)；湖北優(yōu)先支持風(fēng)儲一體化、風(fēng)光互補項目，對接入同一變電站的風(fēng)儲與光伏發(fā)電項目，優(yōu)先配置風(fēng)儲項目；河南優(yōu)先支持配置儲能的新增平價風(fēng)電項目；遼寧優(yōu)先考慮附帶儲能設(shè)施、有利于調(diào)峰的風(fēng)電項目。
儲能成規(guī)定動作，招標(biāo)規(guī)模放量
在上述政策引導(dǎo)下，“新能源+儲能”招標(biāo)規(guī)模大增。今年上半年，已有三峽新能源等13家發(fā)電集團(tuán)發(fā)布了32項光儲、風(fēng)儲或風(fēng)光儲項目招標(biāo)，新能源配置儲能規(guī)模超過373MW，其中大部分項目為2020年新增平價、競價項目，需在2020年完成并網(wǎng)。從裝機規(guī)?？?，2020年僅上半年招標(biāo)的新能源配儲能項目規(guī)模，就已達(dá)到2019年新增電化學(xué)儲能投運規(guī)模（636.9MW）的58.6%。
國內(nèi)新能源配儲能已有技術(shù)示范案例。早在2011年12月25日，我國首個風(fēng)光儲輸示范工程就已在河北省張北縣建成投產(chǎn)。該項目綜合運用了磷酸鐵鋰、液流、鈦酸鋰、閥控鉛酸等多種技術(shù)路線，每年可以提升200小時的利用小時數(shù)，但經(jīng)濟(jì)性不佳。
2018年6月26日，我國首個光伏發(fā)電儲能項目——共和實證基地20MW光伏儲能項目并網(wǎng)。該項目采用了磷酸鐵鋰、三元鋰、鋅溴液流和全釩液流電池，建設(shè)16個分散式儲能系統(tǒng)和6個集中式儲能系統(tǒng)。
2019年，我國首個風(fēng)光儲多能互補型電站——青海共和、烏蘭55MW/110MWh風(fēng)電配套儲能項目，以及首個真正意義上的“風(fēng)電+儲能”項目——魯能海西州多能互補集成優(yōu)化示范工程50MW/100MWh的磷酸鐵鋰電池儲能項目相繼投運。
其中，青海項目由黃河上游水電開發(fā)有限責(zé)任公司投資建設(shè)，采用陽光電源一體化儲能系統(tǒng)解決方案、高度集成的儲能變流器和鋰電池系統(tǒng)，且配置了高能量密度鋰電池，循環(huán)壽命長、深度充放電性能優(yōu)越，能夠滿足電站調(diào)頻需求，進(jìn)一步提升電網(wǎng)友好性。同時，整套儲能系統(tǒng)極大提高了機組的AGC調(diào)節(jié)性能指標(biāo)與AGC補償收益，減小考核成本，增加電站的收入。
近兩年，國內(nèi)光儲項目發(fā)展迅速，年增長率高達(dá)40%。根據(jù)中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟（CNESA）全球儲能項目庫的不完全統(tǒng)計，截至2019年底，中國已投運光伏配置儲能項目累計裝機規(guī)模達(dá)到380.1MW，占中國電化學(xué)儲能投運項目總規(guī)模的22.6%，年增長率為46.4%。
儲能產(chǎn)業(yè)鏈長，入局者眾
儲能產(chǎn)業(yè)鏈長、相對復(fù)雜，活躍于其中的企業(yè)也是一個龐大的群體。僅在儲能電池、系統(tǒng)集成、PCS（儲能變流器）等產(chǎn)業(yè)鏈細(xì)分領(lǐng)域，便各自活躍著數(shù)十家“玩家”，其中不乏儲能龍頭企業(yè)。
其中，儲能電池領(lǐng)域的主要參與者包括寧德時代、比亞迪、國軒高科、億緯鋰能、遠(yuǎn)景AESC、蜂巢能源、天能集團(tuán)、超威電力、圣陽股份等；系統(tǒng)集成領(lǐng)域的主要參與者包括陽光電源、比亞迪、北控清潔能源、科陸、中天科技、南都電源、上電國軒（上海電氣旗下）、南瑞繼保、許繼電氣、平高電氣等；PCS（儲能變流器）領(lǐng)域的主要參與者包括陽光電源、科華恒盛、盛弘股份、南瑞科技、南瑞繼保、許繼電氣、科陸、上能電氣、易事特、科士達(dá)、北京能高等。此外，在空調(diào)、BMS（電池管理系統(tǒng)）、熱失控預(yù)警及消防、線束及連接器、集裝箱等領(lǐng)域也分別有少則三四個、多則七八個活躍的“玩家”。
其中，部分“玩家”在儲能領(lǐng)域布局良久、先發(fā)優(yōu)勢明顯。以全球光伏逆變器+EPC龍頭陽光電源為例，早在2015年，陽光電源便攜手韓國三星SDI成立了三星陽光儲能電池和陽光三星儲能電源兩家合資公司，開展儲能裝備的研制和生產(chǎn)，共同拓展新能源儲能市場。目前可提供單機功率5-2500kW的儲能逆變器、鋰電池、能量管理系統(tǒng)等儲能核心設(shè)備，擁有全球領(lǐng)先的儲能系統(tǒng)集成能力。
近年來，陽光電源實現(xiàn)了從光伏逆變器向儲能PCS供應(yīng)商，再向儲能系統(tǒng)集成商的轉(zhuǎn)變，并開啟磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)、三元鋰儲能系統(tǒng)的雙發(fā)展。2019年，陽光電源儲能業(yè)務(wù)實現(xiàn)營業(yè)收入5.4億元，同比增長41.8%，產(chǎn)品覆蓋0.5C到4C的能量型、功率型等各類儲能應(yīng)用場景需求。截至2019年底，陽光電源參與的全球重大儲能系統(tǒng)項目超過900個，北美工商業(yè)儲能市場份額超過15%，澳洲戶用光儲系統(tǒng)市占率超10%。
根據(jù)相關(guān)機構(gòu)預(yù)測，到2025年，“新能源+儲能”的市場將邁入千億級。隨著行業(yè)走入快速發(fā)展通道，行業(yè)競爭也日益激烈。如何在激烈的市場競爭中立于不敗之地，是每一家企業(yè)都面臨的重大課題。對于老牌鉛酸企業(yè)南都電源來說，這意味著儲能電池路線的轉(zhuǎn)換，甚至發(fā)展戰(zhàn)略的轉(zhuǎn)型。
南都電源是一家成立于1994年的老牌鉛酸企業(yè)，也是我國電池行業(yè)第一家上市企業(yè)。早在2008年就開始涉及儲能電池及系統(tǒng)集成技術(shù)研發(fā)，儲能業(yè)務(wù)模式主要為設(shè)備產(chǎn)銷+EPC。2015年電力市場化改革正式拉開帷幕，南都電源積極謀求轉(zhuǎn)型，推出鉛炭電池，在用戶側(cè)儲能領(lǐng)域開啟“投資+運營”商業(yè)模式，通過峰谷套利實現(xiàn)經(jīng)濟(jì)性，從而一舉登頂儲能，在2017、2018年連續(xù)兩年名列中國新增投運的電化學(xué)儲能項目中，功率規(guī)模排名第一的儲能系統(tǒng)集成商。
而在鋰電池一統(tǒng)天下、鉛炭電池逐漸喪失競爭性的當(dāng)下，南都電源再次進(jìn)行轉(zhuǎn)型，從鉛蓄電池轉(zhuǎn)向鋰電池、從用戶側(cè)儲能轉(zhuǎn)向發(fā)電側(cè)儲能、從“投資+運營”商業(yè)化模式轉(zhuǎn)向銷售與共建等模式。
新能源配儲能“達(dá)摩克利斯之劍”
新能源發(fā)電側(cè)儲能成為2020年儲能行業(yè)的新翹板，但低價競標(biāo)亂象，風(fēng)光儲經(jīng)濟(jì)性、安全性問題若“達(dá)摩克利斯之劍”般高懸。
2018年電網(wǎng)側(cè)儲能呈現(xiàn)放量，此后因輸配電價政策調(diào)整而放緩；2019年儲能在電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)雙雙遇冷，行業(yè)發(fā)展幾乎陷入冰點。新能源發(fā)電側(cè)儲能成為2020年儲能行業(yè)的新翹板，各方摩拳擦掌。與此同時，低價競標(biāo)亂象，風(fēng)光儲經(jīng)濟(jì)性、安全性問題若“達(dá)摩克利斯之劍”般高懸。
疑惑與爭議
今年上半年，湖北、湖南、新疆、內(nèi)蒙古、山西、山東等?。▍^(qū)）相繼發(fā)布政策，優(yōu)先支持或要求新建風(fēng)電和光伏項目配備儲能，儲能配置比例在5%~20%之間，儲能時長為1-2小時。
上述政策下發(fā)后，爭議不斷?！赌茉础酚浾吡私?，業(yè)內(nèi)人士疑惑的是，儲能配置參數(shù)的測算依據(jù)何在，電網(wǎng)企業(yè)是否有權(quán)限要求新能源企業(yè)配套儲能，按新能源裝機容量比例配置儲能的強制性做法是否可行，配套儲能的成本是否要由新能源開發(fā)企業(yè)承擔(dān)。
中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟常務(wù)副理事長俞振華認(rèn)為：“盡管電網(wǎng)企業(yè)不應(yīng)該強制要求新能源企業(yè)配儲能，但有理由對新能源并網(wǎng)質(zhì)量提出要求，即使不一定非要通過儲能技術(shù)來解決。而在沒有配套的政策和市場機制，以及盈利模式的情況下，簡單地由發(fā)電企業(yè)來承擔(dān)儲能投資的成本顯然不合理。”
對于配置參數(shù)的測算依據(jù)，俞振華認(rèn)為，近十幾年可再生能源并網(wǎng)研究曾多次提到，風(fēng)電配置5%-20%的儲能能夠有效改善可再生能源并網(wǎng)的友好性；儲能配置時長取決于儲能參與的電力服務(wù)類型，或者是電網(wǎng)企業(yè)的技術(shù)。如果電網(wǎng)企業(yè)尚未提出明確需求，強制可再生能源側(cè)配置儲能會造成投資浪費，這種行為并不可取。但基于市場行為的投資值得支持，這需要給予投資方明確的支持，如何有效使用并支付儲能費用。
“儲能是未來電力系統(tǒng)的必要組成部分，核心問題是新能源企業(yè)與電網(wǎng)企業(yè)能否一起設(shè)計儲能參與電力市場的方式及盈利模式，否則新能源和儲能都不存在可持續(xù)發(fā)展的機會?！庇嵴袢A對《能源》記者說道。
對于“一刀切”做法，天能集團(tuán)智慧能源事業(yè)部副總裁劉曉露認(rèn)為，從下發(fā)文件來看，各省并未強制要求新增新能源發(fā)電項目必須配置儲能，但如果新能源開發(fā)企業(yè)想要提高競爭力，配置儲能將是優(yōu)先開發(fā)的重要條件。
近年來，以風(fēng)電、光伏發(fā)電為主的新能源發(fā)電成本快速下降，裝機容量及能源占比不斷上升。新能源發(fā)電的波動性及其對電網(wǎng)穩(wěn)定的影響仍然是新能源進(jìn)一步健康發(fā)展的制約因素。
從技術(shù)角度講，配套儲能是提高新能源消納比例的有效手段。利用儲能技術(shù)快速響應(yīng)、雙向調(diào)節(jié)、能量緩沖的特性，可以極大提高新能源系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力和上網(wǎng)友好性。
“至于儲能投資該由誰來買單的問題，從市場化角度看，誰投資獲益誰來買單。但如果從儲能的社會效益、國家能源戰(zhàn)略角度看，由利益相關(guān)方共同承擔(dān)較為合理。”劉曉露說。
南都電源副總裁、南都能源互聯(lián)網(wǎng)董事長吳賢章則表示，從國家層面或者能源結(jié)構(gòu)調(diào)整角度看，加大新能源的配比、降低碳排放是大勢所趨，以風(fēng)電和光伏為代表的新能源發(fā)展至今，已經(jīng)達(dá)到平價上網(wǎng)條件，現(xiàn)在是加大力度推動新能源平價上網(wǎng)的好時機。然而，新能源具有隨機性和不確定性，接入電網(wǎng)時，調(diào)控、消納矛盾比較突出，“雖然新能源配儲能并未強制實施，但國家的態(tài)度也非常明朗了”。
低價競標(biāo)與安全隱憂
2020年初以來，新能源配儲能項目開標(biāo)價格逐漸走低，從年初的2.65元/Wh下降至1.65元/Wh左右。與此同時，無視項目成本一味低價競標(biāo)的現(xiàn)象在儲能招投標(biāo)中愈演愈烈。5月中旬，三峽新能源青海風(fēng)儲項目開標(biāo)，1.699元/Wh的EPC價格刷新了行業(yè)底線。業(yè)界普遍認(rèn)為，該價格已經(jīng)低于儲能成本價。
對于低價競標(biāo)現(xiàn)象，業(yè)內(nèi)人士表示由于政策限制，電網(wǎng)側(cè)儲能被迫“急剎車”，電網(wǎng)公司轉(zhuǎn)而將儲能成本轉(zhuǎn)嫁給新能源開發(fā)企業(yè)，面對強勢的電網(wǎng)公司，新能源開發(fā)企業(yè)為了拿到優(yōu)先并網(wǎng)的“入場券”，只得“捏著鼻子上儲能”，成本成為核心因素，為了降本以犧牲質(zhì)量為代價。而從儲能企業(yè)的角度看，發(fā)電側(cè)市場剛剛啟動，很多儲能企業(yè)把入場業(yè)績看得比較重。
目前，很多新能源配儲能項目對投標(biāo)企業(yè)都有業(yè)績上的要求。例如，安徽省電網(wǎng)和華潤電力首個風(fēng)電儲能項目——華潤電力濉溪孫疃風(fēng)電場50MW工程配套10MW/10MWh儲能系統(tǒng)PC工程進(jìn)行公開招標(biāo)時，要求投標(biāo)人自2015年1月1日起至投標(biāo)截止日有1個及以上的10MW/10MWh及以上容量電化學(xué)儲能電站已完工程業(yè)績或累計30MW及以上容量電化學(xué)儲能電站已完工業(yè)績；三峽新能源青海省錫鐵山流沙坪二期風(fēng)電場100MW儲能項目EPC招標(biāo)，要求投標(biāo)人必須具有近3年內(nèi)具有至少2個單體容量為10MWh及以上在建或已投運的儲能電站設(shè)計或EPC或儲能系統(tǒng)集成業(yè)績。
“如此，也就難怪有些儲能企業(yè)寧愿‘賠本賺吆喝’也要盡力中標(biāo)了?！鄙鲜鰳I(yè)內(nèi)人士表示。
當(dāng)然，基于電池技術(shù)的提升與創(chuàng)新、規(guī)模經(jīng)濟(jì)發(fā)展、市場價格競爭以及制造商經(jīng)驗的提升，促使儲能項目開標(biāo)價格不斷降低。然而，如果惡意報低價中標(biāo)，將誘發(fā)“劣幣驅(qū)逐良幣”現(xiàn)象，阻礙行業(yè)健康持續(xù)發(fā)展。
據(jù)了解，一些儲能企業(yè)為了降低成本，偷工減料使用劣質(zhì)的電池和PCS，或者在系統(tǒng)容量上做手腳。然而，這一舉措的危害性極大，“輕則引發(fā)電網(wǎng)調(diào)度事故，重則引發(fā)火災(zāi)等安全事故”。
近期，國內(nèi)外電化學(xué)儲能事故頻發(fā)。2017年以來，韓國已經(jīng)發(fā)生29起儲能電站起火事故，我國也出現(xiàn)儲能項目起火事件，致使儲能的安全性問題引起廣泛關(guān)注。業(yè)內(nèi)專家認(rèn)為，安全性是儲能行業(yè)快速發(fā)展的根本，質(zhì)量和成本是儲能行業(yè)能否快速發(fā)展的關(guān)鍵因素，為了降成本而降低質(zhì)量，一旦釀成安全事故，將對產(chǎn)業(yè)發(fā)展造成致命打擊。
儲能經(jīng)濟(jì)性難題
經(jīng)濟(jì)性是行業(yè)發(fā)展的關(guān)鍵。2019年7月23日，新疆發(fā)改委發(fā)布《新疆第一批發(fā)電側(cè)光伏儲能聯(lián)合運行試點項目清單》，確定了首批36個發(fā)電側(cè)光儲聯(lián)合運行試點項目，總規(guī)模221MW/446MWh，并明確“所在光伏電站于2020年起每年增加100小時優(yōu)先發(fā)電電量，持續(xù)五年”。然而，當(dāng)年12月4日，新疆發(fā)改委便叫停了其中31個新能源發(fā)電側(cè)儲能項目，其中一個重要原因就是經(jīng)濟(jì)性問題。
根據(jù)《能源》記者調(diào)研，當(dāng)時的問題出在對“100小時優(yōu)先發(fā)電量”的理解上。如果這100小時是計劃發(fā)電量，100MW的光伏電站每年將增加300-500萬元收入；如果是保障收購小時數(shù)，則只能使光伏電站每年增加幾十萬元收益，差距頗大。
當(dāng)前，風(fēng)電、光伏行業(yè)將全面迎來平價上網(wǎng)，項目經(jīng)濟(jì)收益對成本愈加敏感，新能源配套儲能是否還有經(jīng)濟(jì)性，是產(chǎn)業(yè)鏈各方仔細(xì)分析研究的問題。
以山東省為例，2020年山東申報競價光伏項目共976MW，國網(wǎng)山東電力公司要求儲能配置規(guī)模按項目裝機規(guī)模20%，儲能時間2小時。根據(jù)集邦新能源網(wǎng)的測算，100MW競價光伏電站將配置40MWh，以當(dāng)前儲能系統(tǒng)1.7元/Wh（不含施工）的價格計算，光伏度電成本增加近0.09元。
北京領(lǐng)航智庫測算，按照山東0.3949元/千瓦時的燃煤標(biāo)桿電價測算，平價光伏電站按照20%配比投資儲能電站，工程造價將增加0.68元/W，工程造價增加15%以上。在不考慮儲能參與調(diào)峰補償?shù)壬虡I(yè)模式前提下，項目內(nèi)部收益率也將低于8%。
劉曉露認(rèn)為，新能源平價上網(wǎng)趨勢下，儲能可持續(xù)發(fā)展取決于電力體制改革的最終進(jìn)程，關(guān)鍵在于儲能輸出價值的交易結(jié)算與儲能成本的分?jǐn)偸鑼?dǎo)。單純依靠市場情況下，配套儲能的經(jīng)濟(jì)性目前還較難保證。特別在電網(wǎng)調(diào)峰資源沒有改善的情況下，平價上網(wǎng)項目本質(zhì)上是擠占了其他新能源的發(fā)電空間，隨著新能源發(fā)電全面平價上網(wǎng)的到來，電網(wǎng)調(diào)峰和全額收購的壓力進(jìn)一步提升。
隨著儲能市場規(guī)模的擴大，成本逐年下降，電改紅利不斷釋放，儲能獨立主體地位得到明確，可直接參與電網(wǎng)級調(diào)峰、電力市場調(diào)頻等輔助服務(wù)市場、備電及需求側(cè)響應(yīng)服務(wù)及電力現(xiàn)貨市場交易，把儲能的應(yīng)用價值直接充分地交易結(jié)算出來，新能源配套儲能的前景是光明的。
“配置儲能固然會增加電廠投資，但如果不配置儲能，每年電量損失可能達(dá)到20%。儲能在合適的應(yīng)用場景，隨著技術(shù)的進(jìn)步和成本的降低，節(jié)省電能的成本預(yù)計很快能抵消儲能設(shè)備的成本?！眲月墩f。
俞振華認(rèn)為，在具體儲能項目上，僅僅依靠減少棄風(fēng)、棄光電量收益還很難支撐行業(yè)發(fā)展，簡單捆綁新能源并不能真正體現(xiàn)儲能價值。
目前，國外電力市場成熟，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)等收入，新能源側(cè)的儲能發(fā)展更具備條件。中國電力市場改革還是一個進(jìn)行時，儲能參與各類電力服務(wù)的公允價值缺失，儲能“按效果付費”參與電力市場的實施細(xì)則更加缺乏。在這種環(huán)境下，收益體現(xiàn)不了投入，引發(fā)惡意競爭，劣幣驅(qū)除良幣的現(xiàn)象將在所難免。
補貼政策與標(biāo)準(zhǔn)缺失
截至目前，國家及省級主管部門均尚未出臺儲能的補貼政策，僅有安徽省合肥市以及江蘇省蘇州市出臺了地方性的補貼政策。
2018年9月17日，合肥市政府發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步促進(jìn)光伏產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康發(fā)展的意見》，對光伏儲能系統(tǒng)按實際充電量給予1元/kWh補貼，同一項目年度最高補貼100萬元。2019年3月24日，江蘇蘇州工業(yè)園區(qū)管委會印發(fā)《蘇州工業(yè)園區(qū)綠色發(fā)展專項引導(dǎo)資金管理辦法》，針對在園區(qū)備案實施、且已經(jīng)并網(wǎng)投運的儲能項目，自項目投運后按發(fā)電量（放電量）補貼業(yè)主單位0.3元/kWh，共補貼3年。
“這些政策都具有地方特殊背景，還不能作為代表性政策來看待?！庇嵴袢A點評道。
我國從2010年開始制定電力儲能相關(guān)的標(biāo)準(zhǔn)，歸口管理單位是中電聯(lián)。截至目前，電儲能相關(guān)的國家和行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)已達(dá)31項，其中已發(fā)布或報批27項；團(tuán)體標(biāo)準(zhǔn)約47項，其中已發(fā)布或報批29項。其中，針對電化學(xué)儲能的國家標(biāo)準(zhǔn)有7項、行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)有2項，目前均已發(fā)布。
截至目前，中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟共發(fā)布四項電化學(xué)儲能團(tuán)體標(biāo)準(zhǔn)：T/CNESA1000-2019《電化學(xué)儲能系統(tǒng)評價規(guī)范》、T/CNESA10012019《電力儲能用直流動力連接器通用技術(shù)要求》、T/CNESA1002-2019《電化學(xué)儲能系統(tǒng)用電池管理系統(tǒng)技術(shù)規(guī)范》、T/CNESA1003-2020《電化學(xué)儲能系統(tǒng)用電池管理系統(tǒng)技術(shù)規(guī)范》。目前聯(lián)盟圍繞電化學(xué)儲能安全等方向，正在推進(jìn)相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)制修訂工作。
“問題在于，現(xiàn)在是有標(biāo)準(zhǔn)，有手段，但如何去推廣執(zhí)行。”中國電科院電池儲能技術(shù)檢測部主任官亦標(biāo)向《能源》記者指出，新能源項目開發(fā)企業(yè)在配備儲能這件事上存在的普遍問題是對電池儲能特性及其標(biāo)準(zhǔn)理解不到位，對電池儲能系統(tǒng)的質(zhì)量和安全沒有足夠的認(rèn)識，如果不嚴(yán)格有效地遵循技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)和管理規(guī)范，將導(dǎo)致亂象叢生。
此外，由于沒有全環(huán)節(jié)嚴(yán)格執(zhí)行標(biāo)準(zhǔn)、嚴(yán)格監(jiān)管，造成供應(yīng)商有機會鉆空子，是低價惡性競爭的根源所在，現(xiàn)階段電池及其應(yīng)用技術(shù)水平條件下，低價帶來的直接惡果就是質(zhì)量和安全難以保障。據(jù)《能源》記者了解，在項目招采環(huán)節(jié)，就已經(jīng)暴露出未嚴(yán)格遵循標(biāo)準(zhǔn)的問題。在新能源配電池儲能項目中，普遍存在供應(yīng)商是依據(jù)自行設(shè)定的儲能電池容量標(biāo)稱值計算儲能系統(tǒng)容量（包括功率和能量）并承諾滿足招標(biāo)要求，而不是依據(jù)儲能電池型式試驗報告認(rèn)定的容量額定值來核算儲能系統(tǒng)容量，造成系統(tǒng)容量虛標(biāo)虛報的現(xiàn)象。
官亦標(biāo)表示，儲能電池是一種特殊的能量體，內(nèi)部是復(fù)雜的電化學(xué)體系，不能視為簡單的物理器件，其各項性能受內(nèi)外部因素影響復(fù)雜多變，這些因素包括電壓、電流、功率、溫度、充放電深度等等，對于系統(tǒng)運行來說，關(guān)鍵控制參數(shù)的改變會直接影響電池系統(tǒng)的實際可用容量、安全與壽命。如果不是專業(yè)從事電池檢測評價工作，很難去全面理解電池的特殊性和復(fù)雜性，發(fā)電企業(yè)和用戶可能因此出現(xiàn)投資失誤。
“好在，部分電源側(cè)儲能項目已經(jīng)開始全環(huán)節(jié)執(zhí)行技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)，比如將儲能電池等核心部件的到貨抽檢、系統(tǒng)并網(wǎng)檢測以及運行考核檢測等關(guān)鍵約束手段納入事中事后技術(shù)監(jiān)督檢驗流程。這意味著，部分用戶和總包方已經(jīng)認(rèn)識到了質(zhì)量與安全的重要性?！惫僖鄻?biāo)表示。
在電池儲能質(zhì)量控制方面，國外主要關(guān)注儲能系統(tǒng)層級的性能并結(jié)合定期考核及商業(yè)罰則條款來間接保障整體質(zhì)量，對儲能電池等核心部件在儲能領(lǐng)域應(yīng)用適用性方面的評測和標(biāo)準(zhǔn)研究較少。
“相較于國外，我國在電池儲能標(biāo)準(zhǔn)體系、測試評價技術(shù)等方面是領(lǐng)先的?！惫僖鄻?biāo)指出，我國的電池儲能標(biāo)準(zhǔn)特點是關(guān)注從電池的單體、模塊、簇到系統(tǒng)的各個層級，每個層級都有嚴(yán)格要求，并以更接近實際運行條件的方法來進(jìn)行測評，注重追本溯源，從核心部件層級關(guān)注其在儲能領(lǐng)域應(yīng)用的適用性，并建立核心部件到系統(tǒng)之間工作參數(shù)及性能的關(guān)聯(lián)和有效傳遞，有效規(guī)避技術(shù)層面的漏洞，拒絕投機取巧，通過對核心部件分別設(shè)定技術(shù)要求結(jié)合全環(huán)節(jié)的技術(shù)監(jiān)督檢驗從理論上保障儲能系統(tǒng)能夠達(dá)到質(zhì)量與安全的期望。
其優(yōu)勢在于，能夠從源頭以及更加科學(xué)合理的測評體系保障項目的質(zhì)量和安全。否則，“一旦頻繁出現(xiàn)安全和質(zhì)量事故，先不說損失，電池儲能這條路可能就走不通了?！?
探路新能源配儲能商業(yè)模式
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(jìn)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(jìn)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(jìn)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(jìn)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(dá)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(jì)性?！?
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)?；瘞蛹夹g(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?，同時繼續(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(jìn)，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(jìn)入充電狀態(tài)的電儲能設(shè)施所充電的電量進(jìn)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(tuán)、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(jìn)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(dá)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?！?
