储能的狂热与困境

在今年的“拉闸限电”中，东北的情况最为严重，专家认为，这与当地风电占比过高有关。2021年1～7月，东北风电发电量在全国风电发电中的占比高达23%;2021年1～5月，东北风电发电占工业用电量的比重则高达33.9%。同时，另一组数据显示，东北风电月度发电量波动极大，谷底时仅为峰值一半左右。2021年6月以来，受天气因素影响，东北风电发电量骤减。由于新能源改革过快，又缺乏足够的煤电来托底，于是只能采取最后的手段：拉闸。

根据国家规划，预计到“十四五”末，新能源将成为各地的主力电源，可再生能源发电装机占电力总装机的比例将超过50%，到2030年，风电和光伏的装机将不低于12亿千瓦。但新能源发电“靠天吃饭”，具有随机性、波动性和间歇性的特点，而随着风光在未来的大规模高比例并网，如何保障电力稳定供应并实现高水平消纳利用，成为关键难题。

强配储能“大势所趋” 

储能，顾名思义，就是在电力富余时将其存储下来，在需要时放出，本质是通过充放电来实现电网的实时平衡，类似于一个大型“充电宝”。当前，主要的储能方案是采用抽水蓄能，用电低谷时通过电力将水从下水库抽至上水库，用电高峰再放水发电。在不同的储能技术路线中，抽水蓄能的技术最成熟，成本也最低，适合大规模开发，但由于受地理条件的限制，无论是开发潜力，还是增长空间，都不如这几年涨速更快的新型电化学储能技术。而在新能源阵营里，由于光伏对储能的需求更高，以及考虑到成本问题，目前通行的做法是光伏企业配备电化学储能。

电化学储能有多流行？

从一组对比强烈的数字中可以找到答案。中关村储能产业联盟（CNESA）数据显示，截至2020年底，在全球已投运储能的累计装机中，虽然抽水蓄能占的份额最大，为172.5吉瓦（1吉瓦=100万千瓦），但增速极低，同比增长只有0.9%;而全球电化学储能的累计装机规模只有14.2吉瓦，但同比增长高达49.6%。

中国是全球最大的电化学储能市场，2020年首次次超过美国，在全球市场的占有率达到了33%。2015～2020年，中国电化学储能装机复合增长率超过80%，2020年电化学储能的同比增长甚至达到了91.2%。如果说全球电化学储能还只是在高速路上奔跑，中国的电化学储能是在“飞”。

但就在2019年，中国电化学储能增速还只有59.4%。2020年究竟发生了什么？

2020年上半年的一天，山东省某光伏开发企业董事长王杨突然被叫去参加了一个会议。会议由山东省能源局组织，国网山东的人也在，王杨发现，当地一些“叫得上号”的新能源企业悉数到场。省能源局的人说，最近，山东电网的调峰功能已经急剧恶化，当下迫切要解决的是电网不稳定、不平衡的问题。

王杨一听就明白了，这个“解决方案”就是“新能源+储能”。果然，几个月后，2020年6月5日，国网山东发布要求，2020年山东参与竞价的光伏电站项目，“储能配置规模要按项目装机容量的20%考虑，储能时间2小时”。到了2021年2月，山东省能源局再度发文规定，配套比例“原则上不低于10%”，在措辞上更加强硬。

实际上，此前，电网一般会与新能源开发商在私下里达成协议，规定配置储能可以优先并网，这是业内不成文的惯例。但从2020年下半年开始，多地的政府和省网公司将这一条件摆到了台面上，纷纷在新能源竞价的招标方案中写明配置储能的比例。

比如，国网湖南2020年3月23日发布规定，要求储能项目与省内风电项目同步投产，配置比例为20%，时长为2小时。三天以后，内蒙古自治区能源局也在《2020年光伏发电项目竞争配置方案》中写明：优先支持光伏+储能项目建设，光伏电站储能容量不低于5%，储能时长在1小时以上。此后，河南、山西、新疆、河北、江西等地也相继发文。

记者统计各省区政策发现，2020年，全国先后有17个省市区出台了相关政策，而进入2021年以来，至今已有20个省市区提出了“风光储一体化”。各大央企、国企，以及部分民企纷纷布局，比如，国家能源集团2021年新开发了五个一体化项目，华能集团有八个新项目，其中包括位于安徽蒙城的“风光储一体化新能源基地”，总规模达到2吉瓦。目前，各省区的储能配置比例基本都在5%～20%之间，一般要求储能时长为2小时。

从各地规定来看，大部分地区新能源“强配”储能措施由暗到明，到2021年成为大势所趋。

中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎对《中国新闻周刊》指出，各地统一要求“强配”储能，主要是为了解决风光难以消纳的问题。

截至2020年底，全国可再生能源发电装机达到9.34亿千瓦，占全部发电装机的42.5%，但同期，可再生能源发电量只有2.2万亿千瓦时，占全部发电量的29.1%。“可再生能源的装机规模特别大，但是发电量很小。”厦门科华数能科技有限公司市场总监陈超对《中国新闻周刊》说。

陈超指出，今年各地频频的“拉闸限电”和全国范围内的电力缺口，其实反映出风光等新能源并没有充分承担起在电力系统中的责任。而在“双碳”目标下，国家提出要加快构建以新能源为主的新型电力系统。而储能作为一种重要的电网灵活性调节资源，它的发展制约着更高比例和更大规模可再生能源的并网进度。简而言之，如果储能“跟不上”，新能源装机量再大，实际发电量也上不来。

再以山东为例，该省过去曾因煤炭消费占比高、煤电装机占比高的“两高”问题被批评，因此近几年积极发展新能源。截至2021年9月底，山东光伏装机达2868万千瓦，居全国第一，但山东电网的灵活性调节资源却不足1%，远低于全国6%的平均水平。

在2021年4月举办的第十届储能国际峰会暨展览会开幕式上，国家电网公司总工程师陈国平强调，2030年中国要想实现12亿千瓦的新能源装机容量，至少需要匹配2亿千瓦的储能。目前我国的抽水蓄能装机在4000万千瓦左右，受制于建设周期，到2030年我国抽蓄电站装机最多只能达到1亿千瓦。

“那么，剩下的1亿千瓦的储能要怎么实现？”

商业模式困境  

陈国平抛出的疑问，王杨也在思考。他并非不知道储能对山东的重要性，但站在企业角度，如果从储能中“赚不来钱”，则没有动力主动去配，而如果企业一直不配，消纳问题就难以解决。他理解政策要求“强配”储能背后的无奈，但问题是，也别让我们亏太多。”他说。

王杨为自己算了一笔账，建一个光伏电站，比较理想的情况下，收益率“能达到10%就已经不错了”，大约需要10年来收回成本，如果再配上20%的储能，投资成本会再增加10%～20%，收益率也随之从10%降到了6%～7%。

根据山东电力工程咨询研究院裴善鹏等人在一篇论文中的最新测算，如果建设一个500兆瓦的新能源项目，按照20%、时长2小时的储能配比要求，直接投资将增加 4 亿元，共增加成本6.7亿元。

2021年是“风光平价”元年，风光的电价补贴时代已经在2020年底结束，现在，风电和光电执行的是燃煤标杆上网电价，相当于要和火电在同一个起跑线上去竞争。在这样的背景下，原本光伏企业的日子就不好过，强配储能政策更是雪上加霜，让他们的利润空间进一步压缩。在成本的压力下，王杨还观察到，近几年新能源的项目越来越向大型的央企、国企集聚，民营光伏企业只能在“夹缝中艰难生存”。

王杨的纠结指向一个储能行业多年的痛点：缺乏有效的商业模式。

目前，光伏企业在储能这块的主要收入来源是提供调峰服务。因为电力系统的特性是必须保持实时平衡，发出的电和使用的电同步，所以发电机组需要不断改变出力来适应时刻变化的用户负荷，这就是调峰，也就是一种短时电力调节。

储能参与调峰的“收入”在各省虽有差异，但都在1元/kWh（千瓦时）以下，且几个报价较高的省份还进一步下调了价格，比如青海2020年12月将储能调峰每度电的补偿价格由0.7元下调至0.5元，湖南也在同期从0.5元/kWh降至0.2元/kWh。山东的储能有偿调峰报价上限只有0.4元/kWh。

华北电力大学经济与管理学院教授袁家海对《中国新闻周刊》指出，按照目前的补偿标准，企业没有动力提供调峰服务，“怎么算都不划算”。因为储能电池一度电的储存成本在0.5～0.6元，如果再加上它的运行成本和能量损耗，成本要到0.8～0.9元/kWh，大部分的调峰补偿价格都比这个数字要低。“我去基层了解储能项目运行的实际情况，由于缺乏经济性，大部分储能项目都宁可趴着晒太阳，也不愿意调用来参与调峰。”他说。

但即使补偿标准提高，专家指出，解决储能商业化问题的关键，也并非如此简单。

在中国，调峰市场属于电力辅助服务市场的一部分。所谓“辅助”，是在正常电能生产、输送、使用外，为了维护电力系统稳定运行而提供的额外服务。我国电力辅助服务市场的交易品种包括调峰、调频、备用、自动发电控制（AGC）、无功调节、备用和黑启动服务等。2020年，中国已有22个省启动电力辅助服务市场，但都在市场建设初期，主要的交易品种就是调峰，部分地区辅以调频。

但在外国的电力辅助服务市场中，并没有调峰这项服务。袁家海解释说，在美国，实时电价的变化会自然而然地引导发电企业去主动参与调峰，让发电系统“平滑”出力，不需要一个额外的调峰产品。

因此，调峰辅助服务是在电价还没有完全放开的中国的特色产品。长期关注中国储能市场和政策的埃信华迈高级研究分析师梅根·詹金斯对《中国新闻周刊》指出，中国的调峰市场是在电力现货市场实施之前的一种提供平衡功能的过渡性市场结构。

当下，中国的电力现货市场改革刚刚起步，只有广东、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八个地区是试点，大部分省还是以“计划电量+中长期合同电量”为基础，实时电价没有放开。在浙江和广东，都已经不再有调峰市场。

在袁家海看来，只有建立了成熟的电力现货市场，并且市场上有非常敏锐的价格信号时，储能的商业模式才能走通，“比如通过峰谷电价套利，每度电可以有0.2～0.3元的利润，如果再算上参与调频等辅助服务的收益，企业就更有动力了。”

中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华指出，目前我国储能设施的系统性成本与收益，以及相关受益主体尚未得到详细且明晰的评估，成本也未疏导至“肇事方”或受益主体，导致政策的有效性和可持续性较差。应推动建立合理的成本疏导机制，按照“谁收益，谁付费”以及“谁肇事，谁付费”的原则。

此外，到目前为止，政府对储能的补贴仅限于少数地方层面的政策，而在国家层面一直没有对储能发放补贴。梅根·詹金斯指出，从政策设置来看，国家一直强调要使用“基于市场的机制”来补偿储能。从一开始，这就和风光“大规模补贴”的政策逻辑不同。但问题在于，在缺乏足够市场环境的背景下，这种对储能市场化的“一厢情愿”的希冀是否能够实现？

今年7月，国家发改委、能源局两部门联合发文称，探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。“这意味着，国家在政策上释放出一个信号，可能未来会把这个事放开。”陈超说。