“可再生+储能”症结所在及破局之道

／封红丽／

储能的发展离不开市场，更离不开政策。为了能向前迈进一步，储能既要从现有体制机制约束条件下，通过商业模式创新、技术进步等手段，做到夹缝中求生存，又要等待储能价格机制、建立和完善储能标准、加快推进电力现货等政策出台，赋予其更多价值回报机制，寻求更大的突破。

近年来，我国可再生能源发展迅猛。截至2019年底，全国可再生能源发电装机达7．94亿千瓦，年发电量达2．04万亿千瓦时。这两项指标近五年的平均增速分别为13．1%和11．2%。

据统计，2019年全国新能源弃电量约515亿千瓦时，相当于舍弃了超过1/2个三峡电站的发电量。新能源的快速增长，必将带来消纳问题的进一步恶化。为应对可再生能源弃风弃光问题，各省市便纷纷出台了可再生能源配储能的政策举措，但该政策一直存在很大的争议。

我们不禁想问，可再生能源配储能政策各省执行成效如何？到底要不要配储能？当前阶段可再生能源配储能经济性及效果如何？强配储能将导致什么样的结果？政策难以落地的症结到底在哪？如何突破？本文希望通过回答这些问题，为储能行业的健康发展提供参考和启发。

一、可再生能源配储能政策各省执行成效如何？

目前，已有十八个省份陆续出台了鼓励甚至是强制可再生能源配储能的地方性文件，具体包括青海、安徽、新疆、内蒙古、湖北、湖南、贵州、江苏、江西、河南、山西、辽宁、山东、吉林、福建、西藏、河北、广东等。

从各地的政策来看，配置储能容量要求从5%～20%不等，明确提出可再生能源配置储能比例的有10个省：最早的青海强制要求光伏配置10%的储能；新疆、安徽、湖南、山东均要求光伏、风电项目强配储能20%以上；内蒙古要求光伏项目配储能容量不低于5%；之后又有湖北、河北、贵州分别要求风电、光伏项目配储能容量不得低于10%；山西要求新增光伏项目配备15%～20%的储能。这无疑使可再生能源发电企业陷入进退两难的尴尬境地。

光伏、风电项目被强制配储能带来的额外成本不是一笔小数目。以内蒙古为例，按照1兆瓦时的费用为200万元计算，1.4吉瓦光伏电站配5%的储能，需额外支持费用约为1.4亿元。额外增加的成本直接关系到政策是否能真正落地，那么各省出台的政策执行效果到底如何呢？新能源配储能的是青海省。早在2017年，青海省发改委就印发了《青海省2017年度风电开发建设方案》，明确提出其当年规划的330万千瓦风电项目，要按照建设规模的10%配套建设储电装置。当时引起了巨大争议。风能专业委员会秘书长秦海岩不惜发文批驳，青海可再生能源搭配10%储能为哪般？甚至，他还质疑青海这一地方规定与中国《可再生能源法》相冲突。多方压力之下，《方案》中提出的配套储能建设要求又被撤销，并未真正推行过。

新疆：2019年2月，新疆明确提出鼓励光伏电站合理配置储能系统，按照光伏电站装机容量20%配置，且原则上可增加100小时计划电量，看上去更落地。然而，围绕着增加的100小时要求光伏充电量占储能系统比重不低于20%。然而，安徽省尚未出台调频辅助服务市场运营及管理准则，电源侧配置储能电站成本较大，弃风弃电收益难以弥补投资增加。以安徽省电源侧风电厂配置储能电站为例，若按

青海：首个尝试推行却存在两种不同理解：一种是，直接给光伏电站增加100小时发电量，100兆瓦的光伏电站收入每年会增加300万～500万元。另一种是，在原有保障收购小时基础上增加100小时。即由交易电量转为保障电量，如原本600小时，变为700小时保障量，其余依然为交易电量。

如此一来，100小时发电量大概每度电会多出几分到一两毛的收益，100兆瓦的光伏电站，每年的收益会增加几十万元不等。业内普遍认为，新疆后来于当年12月突然叫停新能源发电侧储能项目，只保留了5个试点的举动，或许很大原因是按照低收益的理解执行，虽然收入会有所增加，但力度却大打折扣。

安徽：2019年3月，安徽省也发文照20%容量规模测算，电化学储能投资将占到系统总成本的6%左右，投资压力较大。尽管华润濉溪风电配储能项目已经投产，其经济性值得商榷。

湖南：2020年4月，湖南发布了《关于做好储能项目站址初选工作的通知》。该《通知》明确，经多方协调，获得28家企业承诺配套新能源项目总计建设388.6兆瓦/777.2兆瓦时储能设备，与风电项目同步投产，配置比例为20%左右。这意味着又有一个省份的风电项目被强配储能设备，且配置比例与此前的安徽省一致。该文件中并未提及如何有效回收成本及具体鼓励措施，但这笔费用确定无疑由风电开发企业来承担。然而，目前湖南省在运储能电站仅3座，累计60兆瓦，由国网投资建设运营，已租赁给不同的火电企业。其他发电企业暂未涉足储能领域，均为零基础。

内蒙古：2020年3月，内蒙古提出光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上。对于上网电价本身就很低的内蒙古来说，强配储能对发电企业无疑是雪上加霜。更有趣的是，国家能源局数据显示，2019年内蒙古弃光率控制在5%以内，弃风率超5%。然而，内蒙古配储能政策中，强制要求光储项目配置储能比例，却并未针对风电项目配置储能比例做出明确规定，这与改善弃风弃光率的实际情况似乎有些矛盾。若配储能的初衷是降低弃风弃光率，那么这一政策出台的针对性就值得深思。

二、可再生能源到底要不要配储能？

既然可再生能源配储能政策落地成效并不理想，那到底还要不要配储能？动力何在？因为储能有价值，其最大的发展动力是可再生能源发展打破了原有的能源利用方式，即能源革命。能源革命的发生使得可再生能源从补充能源变为主体能源。

然而，如中科院热物理所副所长陈海生所说，可再生能源具有两个根本特征：①能量密度低；②具有间歇性、不稳定性、不可控。前者的解决方案即将其转换成能量密度高的能量载体，最常见的转换为电；后者可通过电力电子技术、风火打捆、需求响应等多种补救措施，但不能从根本上解决问题。

中国可再生能源学会储能专委会副主任李建林指出，由于资源禀赋和负荷不均衡，给电网送电带来压力，加上可再生能源的时空不匹配，因此亟需灵活可调节的电源。常规火电虽然作为灵活电源可以调峰，但高峰负荷周期较短，导致火电利用率不足，根据计算火电利用小时数至少达到3200小时，才具备经济性。同时，火电具有爬坡不足的缺点，但储能调节很快。而风火打捆只能在一定容量上满足需求，而且随着可再生能源装机比例越来越高，火电装机相对变少，风火打捆不是长久之计。

杜祥琬院士曾表示，如果全国各地全部装上光伏，那么将有50%的电不用输送，以分布式能源方式利用。如德国每年的输电量都在下降，主要是因为其屋顶光伏装机规模很大。这意味着，未来的能源利用将变为集中式和分布式相结合模式。因此，储能就成为了最佳解决方案。

三、当前阶段可再生能源配储能经济性及效果如何？

从经济的角度讲，以目前的成本核算，可再生能源配储能并非是最佳手段。新能源配储能无疑增加了额外投资成本。公开资料显示，目前储能EPC中标单价比2020年年初下降了23%。尽管如此，但按光伏项目装机规模20%、储能时间2小时计算，配套储能将导致企业初始投资成本提高8%～10%；对风电项目来讲，初始投资成本提高比例在15%～20%之间。

实际上，我国的弃风弃光大多属于“经济弃风弃光”，且主要集中在西北地区。根据国家能源局数据，2019年中国弃风、弃光率实现双降，平均弃风率4%、弃光率2%。然而，新疆、甘肃、内蒙古三省区弃风率仍超5%，占全国弃风电量的81%。西北地区弃光电量占全国的87%。西藏、新疆、甘肃三省弃光率分别为24.1%、7.4%、4.0%，均大幅超过全国平均弃光率。因此，即使某些时段由于网络阻塞或者系统安全原因需要弃风弃光，也是极个别的情况。

从解决弃风弃光的效果角度讲，储能却未必能发挥很大作用。表面上新能源配储能是为了解决弃风弃光问题，但实际上配置10%～20%的储能真的可以解决弃风弃光问题吗？从实际运行效果来看，风电配储能也未必能很好解决弃风问题。首先，小时级的电化学储能应对弃风的作用十分有限。其次在大风季或连续大风日，电化学储能在风电大出力之前几个小时已快速充满，对之后的弃电无能为力，且充进去的电在连续大风日期间没有机会放出，这就导致储能电站充放电次数大为降低。

四、强配储能将导致什么样的结果？

强配储能将首先给新能源企业带来成本压力。配储能增加的额外成本使光伏、风电开发商陷入进退两难的境地。尽管电化学储能成本已经逐年下降，但目前仍高达0.6～0.8元/千瓦时，远高于抽水蓄能电站0.21～0.25元/千瓦时的度电成本。

以近期安徽完成并网的华润电力濉溪孙疃风储一体化项目为例，该风电场规划装机总容量为50兆瓦，配套建设10兆瓦/10兆瓦时储能系统，许继电气以单价2.154元/瓦时的价格中标储能系统PC工程。如果按照储能建设费用200万元/兆瓦时来计算的话，相当于单个风电项目单位千瓦投资增加400元左右。据领航智库测算，以2019年核准的四类资源区项目为例，工程造价每增加400元/千瓦，项目内部收益率（税后）将下降0.8%。这一经济测算结果对风电开发商而言是一项巨大的考验。

短期内该政策对储能有一定推动作用，但同时储能市场将出现劣币驱逐良币现象。新能源配储能是合理的，但强配并不合理。对于处于低谷的储能行业而言，可能是一个积极信号，短期内储能企业的订单将增加，对储能行业发展有一定的推动作用，但强配固定比例的储能并非是最优配置。如有的省要求配10%、20%不等，为了享受优先并网，很多项目配套了储能，但对配储能后的质量却无硬性要求，倒逼发电企业为了配足储能容量，可能购买劣质低价的储能产品，从而导致储能行业出现劣币驱逐良币现象。

五、政策难以落地的症结到底在哪？

既然从经济性和效果来看并非最优，那我们有必要弄清楚导致弃风弃光的根本原因是什么？业内专家几乎一致认为弃风弃光问题的主要原因是当前电力市场体制机制没有理顺，没有按照效率原则来分配电力生产和消费权。国外的情况同样可以佐证该结论，欧洲、北美和中国的电力系统从规模上、技术能力上均在一个量级上，然而，欧洲和北美电网内非可再生能源占全部电力消费的比例均高于我国。他们早已解决了弃风弃光问题，其完善的市场机制是两者间最主要的差异。很明显，储能解决不了市场机制问题。储能的商业应用反而依赖市场机制问题的解决。

没有盈利空间才是发电企业不愿配建储能的根本原因。事实上，储能是有效益的，只是没法计算。没有合理的投资回报逻辑，可再生能源配储能就无法顺利推行。主要体现在以下几个方面：①可再生能源配置储能可以多发电，但并没有给予储能合理的回报（即可再生配置储能的成本，通过可再生增发的电量抵消了一部分储能成本，相当于补偿给了可再生能源）。②电网侧配置储能可以削峰填谷，减少电网投资建设成本，但如何计算储能的贡献也没有说法。如电网每年尖峰时刻只有几十个小时或几百个小时，负荷率若为55%，用户低负荷运行会出现问题，通过储能调峰来缓解，但也没有给予储能合理回报。③用户侧储能，只有在峰谷价差达到0.7元/千瓦时以上才有可能盈利，但目前除北京、上海、江苏、广东、浙江、海南外，其他省份峰谷价差都达不到该水平。

六、如何突破？

储能的发展离不开市场，更离不开政策。为了能向前迈进一步，储能既要从现有体制机制约束条件下，通过商业模式创新、技术进步等手段，做到夹缝中求生存，又要等待储能价格机制、建立和完善储能标准、加快推进电力现货等政策出台，赋予其更多价值回报机制，寻求更大的突破。

（一）现有体制机制下的解决方案

开展“储能+增值服务”等创新模式。中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇认为，商业模式的创新是建立在解决供需匹配基础上的，而商业模式的核心在于建立客户的优质体验感上。因此，商业模式的创新的出发点应基于优化用户体验上，譬如当前在“光储充”基础上，做增值服务。

以深圳一家民营企业为例，其与公交公司合作开展“光储充”项目，利用公交站的场地资源配置了几十台充电桩，主要服务对象为出租车和网约车，具备了相对稳定的运营频次和负荷需求，并通过深圳相对较高的峰谷价差获益。在此基础上，增加了吃饭、健身、唱歌、跳舞等配套的娱乐设施，且价格极低，如充电期间健身仅需1元钱，通过这些增值服务吸引了众多出租车和网约车司机，从而保证了充电桩每天的充放电次数，据悉该模式完全具备盈利性。此外，据调研特斯拉正在谋划在上海临港工业园区做光储充项目，其可能叠加碳交易、无人驾驶、需求响应等增值服务，可能使其应用具备更大的盈利空间。

探索“共享储能模式”的复制改良推广。采用共享储能模式，可以有几种收益来源：基本的租赁使用费，还可以通过提供需求响应、调频、调峰费用、电动汽车充电、黑启动等服务获取相应收益。目前，共享储能模式在青海已有所应用。但共享储能的应用有两个前提条件：一是有储能需求；二是有价格机制。

长期看突破点主要在可再生能源技术和储能技术的进步。发电企业自身要发展可再生能源，为了能顺利并网送电，必须对其电的品质进行改良。这主要取决于风电、光伏自身的技术进步，如采取一些预测、无功补偿等手段。当然仅靠此还不够，储能技术成本的快速下降也是解决当前问题的重要途径。储能成本在过去10年间，每年平均下降10%～15%。随着储能技术的进步，成本逐步下降。储能系统成本已经由最初的7～8元/瓦时，降到后来的2元/瓦时，再到现在的近1.5元/瓦时；电池的循环寿命也不断延长，从最开始的1500次，再到3400次，再到现在的6500次。整个系统成本下降，使得造价成本、度电成本同步下降。目前，锂电池度电成本价格约为0.53元/千瓦时。当然这涉及到很多边界条件，如充放电深度、寿命周期等。多数专家认为当其成本下降至约0.35元/千瓦时时将具备经济性。届时可再生配储能也将更具可行性。

（二）体制机制的突破

明确储能在市场中的地位。中国南方电网电力调度控制中心主管王皓怀认为，按照电力系统的运行模式，首先应明确储能的身份，是将储能核定为发电，还是用电，抑或是输电环节，目前尚无定论。这给核准带来了难题，备案时找谁，后续无法计量，也就无法结算。未来，在电力市场化改革过程中，应从允许储能系统运营商作为独立市场主体提供多元化服务入手，使其能够参与调峰、调频、黑启动等各类服务，使储能在为发电企业、电力用户提供服务的同时，还能够获得其他渠道收益，同时应秉持“谁受益、谁付费”的原则，将储能的成本疏导至用户端。

亟需完善储能价格机制。可再生能源配置储能应遵循一定的原则。由于各地新能源装机规模、电源投资水平以及调峰资源缺口不尽相同，因此可再生能源配置储能的合理比例，应该在充分对以上条件进行研究测算的前提下再给出数字。陈海生认为，配置储能应遵循一定的原则：一是要有利有效，配置储能是确有所需；二是有合理的价格机制。建议根据可再生配置储能后的效果来定电价，即电能质量作为考核标准在电价中应予以体现，而不仅仅体现在容量上。若能完全响应调度，电价就高；反之，则低。若能满足调度指令给予其一定的奖励，不满足则给予相应惩罚。当前储能的经济性较差，主要是因为价格不明确。除了拉大峰谷价差外，储能的价格机制可按照容量电价、电量电价、辅助服务电价予以制定，且以对电能质量的影响作为电价的评估标准。在出台相应价格政策的同时，也要通过其实践情况进行调整和修正。

制定和完善储能标准。在规划中，标准是支持储能规模化发展的重要保障。如何构成整个并网的流程体系，身份确定了之后找谁，假设国家能源局审批，建设时找谁、并网时找谁，这些都需要明确。储能的标准体系涉及产品标准、集装箱标准、交付集装箱运营标准、规划设计标准、施工安装标准、并网调度标准（系统并网接口标准等）、运维标准、消防标准、回收标准。目前，制约储能发展的致命因素除了成本外，就是安全。近期，出现了山西等部分省市储能电站着火现象，甚至5G基站配储能也出现了着火现象，这一安全隐患严重制约了储能的发展。储能虽然有安全标准，但只是常规的消防标准，并没有出台储能本身的安全标准。因此，当前亟需建立储能安全标准，如防火、消防安全、验收标准等。其中防火系统标准包括预警准确率、时间等，消防标准主要包括预警、灭火设备等标准等。

尽快建立完善电力现货市场。国外成熟的电力市场，新能源侧的储能超过50%的收益源于参与电力市场交易、辅助服务等获得收入，新能源侧的储能发展条件优渥。从国际经验来看，英国电力市场比较成熟，独立储能电站既能参与政府的储能采购计划，还有峰谷价差等收益，有些电站的多重收益甚至能有十几种。

事实上，储能已经突围了好多次，先从分布式能源，到后来的发电侧。就2020年的形势而言，主要在发电侧，但最终还是要靠电力现货市场取得突围。如英国调频市场放开后，储能装机增长了400%。现货市场如果成熟，储能的机会也将更多。现货市场会出现实时电价，当市场上需要10500千瓦时，但实际只能提供10000千瓦时的时候，储能就有商机。火电调度的灵活性介于储能和可再生能源之间。燃气调峰虽然比较灵活，但气价高且缺气，因此燃气调峰也不是最佳选择。从另外一个角度来看，天然气发电价格是煤电的6倍，100兆瓦的燃气电站的工作范围是0～100兆瓦，而储能的调节范围为-100～100兆瓦。因此，在现货市场中，储能的优势将更加显著。