新能源配儲能的癥結在于技術是否安全無虞，成本是否能快速下降，商業(yè)模式如何構建，如何嚴控儲能投資邊界。
文 | 王秀強
儲能是能源產(chǎn)業(yè)版圖的要塞，也是當前最為薄弱的一環(huán)。儲能興，新能源電力系統(tǒng)繁榮可期。
新能源具有天然的波動屬性，新能源配套儲能雖不能改變新能源的基因，可以改良新能源的功率輸出秉性。從經(jīng)濟學的維度講，新能源投資儲能也是為給電力系統(tǒng)帶來的負外部性買單。癥結在于儲能投資如何收回，儲能技術是否安全無虞，儲能成本是否能快速下降，新能源企業(yè)如何創(chuàng)新產(chǎn)業(yè)形態(tài)、構建新的商業(yè)模式，如何界定儲能投資的邊界。
國內新能源規(guī)?；l(fā)展近15年以來，財政補貼、國家規(guī)劃等政策紅利是行業(yè)發(fā)展的主要驅動力，另一方面電網(wǎng)系統(tǒng)、火電企業(yè)、終端消費者亦為新能源發(fā)展做出利益讓步。新能源從發(fā)展之日起即含著金湯匙，平價新生態(tài)下則需要不斷翻越一個又一個新山丘。
儲能商業(yè)模式探路
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：（1）參與調峰、調頻等輔助服務，獲得輔助服務補償，（2）減少棄風、棄光電量，增加電費收入，（3）減少電網(wǎng)費用考核，（4）參與電力市場交易獲得電價收益，（5）其他。
按照上述盈利模式的確定性排序，輔助服務收益>棄風棄光電量收益>減少電網(wǎng)費用考核>其他。
其中，新能源配儲能參與電力系統(tǒng)輔助服務是收益最為確定的模式。當前，已有16個省區(qū)發(fā)布了調峰輔助服務補償機制，儲能電站可以為電力系統(tǒng)運行提供調頻、調峰、調壓、備用、黑啟動等輔助服務，并獲得相應補償收益，補償收益在0.5元/千瓦時。
2019年6月，國家能源局西北監(jiān)管局發(fā)布《青海電力輔助服務市場運營規(guī)則（試行）》，明確在電網(wǎng)需要調峰資源的情況下，儲能調峰價格暫定0.7元/千瓦時，優(yōu)先消納風電、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)電側儲能管理暫行規(guī)則》，對根據(jù)電力調度機構指令進入充電狀態(tài)的電儲能設施所充電的電量進行補償，補償標準為0.55元/千瓦時。
從儲能電站的應用看，青海共享儲能項目魯能海西50MW/100MWh儲能電站是一個樣本，該項目2019年6月18日正式試運行，至2020年7月，累計充電電量2815萬千瓦時，獲得調峰費用1564萬元，單價0.56元/千瓦時。
按照儲能電池全生命周期充放電次數(shù)至少6000次匡算，儲能電站需要與電網(wǎng)公司協(xié)調，保證每天至少兩次滿充滿放。
但在實際運行過程中，存在新能源儲能調度權被電網(wǎng)公司管理，無法與新能源電站聯(lián)合調度的狀況、新能源開發(fā)商無法獲得輔助服務收入，產(chǎn)生收益不穩(wěn)定隱憂。
新能源配儲能的另一商業(yè)模式，是通過儲能減少棄風電量，在非限電時段放電，或者就地消納。這種模式適用于上網(wǎng)電價較高、棄風棄光率高的區(qū)域，隨著新能源平價上網(wǎng)進程加速，依靠棄電獲得投資收益的難度越來越大。
電網(wǎng)考核費用的減少是儲能的新價值體現(xiàn)。目前，根據(jù)電網(wǎng)企業(yè)“兩個細則”（《發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則》、《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理實施細則》）要求，新增對風電場、光伏電站一次調頻、虛擬慣量響應功能考核標準。新能源通過配置儲能，可以相應減少電網(wǎng)考核費用。
除此，新能源配儲能可以通過電力市場交易獲得電價收益，但此種模式下電價波動、電量需求大，項目收益不確定性也增加。此外，新能源儲能電站可以探索與用戶服務、充電樁、綠證交易等模式融合，向下游應用端延伸。
但是，需要注意的是儲能系統(tǒng)在同一運行時刻，商業(yè)模式只能取其一，二者不能兼得。故此，項目投資經(jīng)濟測算需要兼顧不同運行模式，項目現(xiàn)金流流入需要根據(jù)不同場景進行測算。
嚴控儲能投資經(jīng)濟性邊界
在現(xiàn)有的商業(yè)模式下，新能源配儲能的經(jīng)濟性對投資成本的敏感程度更高。儲能項目的成本高低取決于兩個方面，一是新能源儲能配比，二是儲能工程系統(tǒng)造價。對于能源基礎設施而言，項目投資回收周期在七年之內，則具有較好投資價值，可以滿足8%左右的項目內部收益要求。
對于新能源配儲能的合理比例，中國電建西北勘測設計研究院認為，從經(jīng)濟角度考慮，為平抑新能源出力的短時波動，儲能容量可按新能源裝機規(guī)模10%，儲能時長可按0.5h~1.0h設計。
目前，從各地對新能源儲能項目的要求看，儲能配比在10%-20%之間，儲能時長為1小時~2小時，高比例儲能配比加大了投資回收的壓力。
從儲能成本構成看，儲能電站主要有三部分構成，儲能電池系統(tǒng)、儲能功率變換（PCS）及升壓系統(tǒng)。其中，儲能電池投資占比最高，在60%左右。儲能系統(tǒng)成本已經(jīng)從年初2元/wh，下降至當前的1.5-1.6元/wh。儲能成本下降的重心仍在儲能電池，降低儲能電池成本則需要在電芯低衰減、長壽命（1萬次以上）、高存儲效率（>98%）等技術維度進行攻關，同時減少項目用地成本和運維成本。
按照成本下降的學習曲線，理想的儲能成本下降路線是，到2025年電池系統(tǒng)成本降至當前的50%，儲能規(guī)模翻倍，儲能系統(tǒng)成本下降至0.8元/wh左右。在技術進步的驅動下，成本下降的斜率或許會加速。
規(guī)?；峭七M成本下降的重要渠道。國家電網(wǎng)綜合能源服務集團已經(jīng)與寧德時代成立合資公司——國網(wǎng)時代儲能發(fā)展有限公司，目的是推進GW別儲能電站的建設。根據(jù)媒體披露，國家電網(wǎng)將在青海、新疆、河南三省建設合計1GW/4GWh的電化學儲能電站，青海、新疆、河南分別建設0.3GW/1.2GWh、0.3GW/1.2GWh、0.4GW/1.6GWh；同時在山西等地籌建GW別單個儲能項目。大規(guī)模儲能電站的推進，預計將有效降低儲能成本水平。
