储能的狂热与困境

蓝狮平台网讯：在今年的拉闸限电中，东北地区的情况最为严重，专家认为，这与当地风电占比过高有关。2021年1月至7月，东北风电占全国风电发电的23%；2021年1月至5月，东北风电占工业用电量的33.9%。同时，另一组数据显示，东北风电月发电量波动较大，谷底仅为峰值的一半左右。自2021年6月以来，受天气因素影响，东北风电发电量急剧下降。由于新能源改革过快，缺乏足够的煤电支撑底部，我们只能采取最后的措施：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要电源，可再生能源发电装机占电力总装机的50%以上。到2030年，风电和光伏装机将不少于12亿千瓦。然而，新能源发电具有随机性、波动性和间歇性的特点。随着未来风景的大规模高比例并网，如何保证电力供应稳定，实现高水平消费利用已成为关键问题。

强配能大势所趋

顾名思义，储能就是在电力过剩的时候储存，必要的时候释放。其本质是通过充放电实现电网的实时平衡，类似于一个大型的充电宝。目前主要的储能方案是抽水蓄能。电力低的时候，水从下水库抽到上水库，电力高峰再放水发电。在不同的储能技术路线中，抽水蓄能技术最成熟，成本最低，适合大规模开发。但由于地理条件的限制，无论是开发潜力还是增长空间，都不如近年来增长更快的新型电化学储能技术。在新能源阵营中，由于光伏对储能的需求较高，考虑到成本问题，目前光伏企业配备电化学储能的普遍做法。

电化学储能有多流行？

答案可以从一组对比强烈的数字中找到。根据中关村储能产业联盟(CNESA)的数据，截至2020年底，虽然抽水蓄能占全球储能累计装机的最大份额为172.5吉瓦(1吉瓦=100万千瓦)，但增速极低，同比增长仅为0.9%；全球电化学储能累计装机规模仅为14.2吉瓦，但同比增长高达49.6%。

中国是世界上最大的电化学储能市场，2020年首次超过美国，全球市场份额达到33%。2015年至2020年，我国电化学储能装机复合增长率超过80%，2020年电化学储能同比增长甚至达到91.2%。如果全球电化学储能只在高速公路上运行，中国的电化学储能正在飞。

但就在2019年，我国电化学储能增速仅为59.4%。2020年发生了什么？

2020年上半年的一天，山东省一家光伏开发企业的董事长王阳突然被叫去参加一次会议。会议由山东省能源局组织，山东国家电网的人也在那里。王阳发现，一些当地的号码新能源企业都在场。省能源局表示，最近山东电网的峰值调整功能急剧恶化，迫切需要解决电网不稳定和不平衡的问题。

王杨一听就明白，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，国家电网山东发布要求，2020年山东参与光伏电站项目招标，储能配置规模应考虑项目装机容量的20%，储能时间为2小时。2021年2月，山东省能源局再次发布文件，规定配套比例原则上不低于10%，措辞更加强硬。

事实上，在此之前，电网一般会私下与新能源开发商达成协议，规定储能配置可以优先并网，这是业内不成文的做法。然而，自2020年下半年以来，许多地方政府和省级电网公司将这一条件放在桌面上，并在新能源招标方案中规定了储能配置的比例。

例如，国家电网湖南于2020年3月23日发布规定，要求储能项目与省内风电项目同时投产，配置比例为20%，持续时间为2小时。三天后，内蒙古自治区能源局还在《2020年光伏发电项目竞争配置方案》中写道：优先支持光伏+储能项目建设，光伏电站储能容量不低于5%，储能时间超过1小时。此后，河南、山西、新疆、河北、江西等地也相继发文。

据记者统计，2020年，全国17个省市出台了相关政策，2021年以来，20个省市提出了风景储一体化。各大央企、国企、部分民营企业纷纷布局。比如2021年国家能源集团开发了5个新的一体化项目，华能集团有8个新项目，包括位于安徽蒙城的风景储一体化新能源基地，总规模达到2吉瓦。目前各省区储能配置比例基本在5%~20%之间，一般要求储能2小时。

根据各地规定，大部分地区新能源强配储能措施从暗到明，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鹏指出，各地统一要求强配储能，主要是为了解决风景难以消耗的问题。

截至2020年底，我国可再生能源发电装机量已达9.34亿千瓦，占全部发电装机量的42.5%，但同期可再生能源发电量仅为2.2万亿千瓦时，占全部发电量的29.1%。厦门科华数能科技有限公司营销总监陈超表示：可再生能源的装机规模特别大，但发电量很小。

陈超指出，今年全国频繁的开关限电和电力缺口实际上反映了风景等新能源在电力系统中没有充分承担责任。在双碳的目标下，国家建议加快建设以新能源为主的新型电力系统。储能作为一种重要的电网灵活性调节资源，其发展限制了更高比例和更大规模的可再生能源并网进度。简而言之，如果储能跟不上，无论新能源装机量有多大，实际发电量都无法上升。

以山东为例。过去，该省因煤炭消费占比高、煤电装机占比高而受到批评。因此，近年来积极发展新能源。截至2021年9月底，山东光伏装机达到2868万千瓦，居全国第一，但山东电网灵活性调节资源不足1%，远低于全国平均水平的6%。

在2021年4月举行的第十届储能国际峰会暨展览开幕式上，国家电网公司总工程师陈国平强调，2030年，中国至少需要匹配2亿千瓦的储能，才能实现12亿千瓦的新能源装机容量。目前，我国抽水蓄能装机容量约为4000万千瓦，受建设周期限制。到2030年，我国抽水蓄只能装机1亿千瓦。

那么，如何实现剩余1亿千瓦的储能呢？

商业模式困境。

王杨也在思考陈国平抛出的问题。他不知道储能对山东的重要性，但从企业的角度来看，如果他从储能中赚不到钱，他就没有动力主动匹配。如果企业一直不匹配，消费问题就很难解决。他理解政策要求强配储能背后的无奈，但问题是不要让我们损失太多。

王杨为自己算了一笔账，建了一个光伏电站，比较理想的情况下，收益率能达到10%就好了，大概需要10年时间才能收回成本，如果再加上20%的储能，投资成本就会增加10%~20%，收益率也会从10%降到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计算，如果建设500兆瓦的新能源项目，直接投资将增加4亿元，总成本将增加6.7亿元，按20%和2小时的储能比例要求。

2021年是风景平价的第一年，风景电价补贴时代已于2020年底结束。现在，风电和光电实行燃煤基准互联网电价，相当于在同一起跑线上与火电竞争。在这样的背景下，原来光伏企业的生活并不容易，强储能政策更糟，进一步压缩了他们的利润空间。在成本压力下，王杨还观察到，近年来，新能源项目越来越多地聚集在大型中央企业和国有企业中，私营光伏企业只能在裂缝中生存。

多年来，王杨的纠结指向储能行业的痛点：缺乏有效的商业模式。

目前，光伏企业储能的主要收入来源是提供峰值调整服务。由于电力系统的特点是必须保持实时平衡，发电机组需要不断改变输出，以适应不断变化的用户负荷，即峰值调整，即短期电力调整。

虽然各省储能参与调峰的收入存在差异，但均低于1元/kWh(千瓦时)，且多个报价较高的省份也进一步降价，如青海2020年12月将每千瓦时储能调峰的补偿价格从0.7元降至0.5元，湖南同期从0.5元/kWh降至0.2元/kWh。山东储能有偿调峰报价上限仅为0.4元/kWh。

华北电力大学经济管理学院教授袁家海指出，按照目前的补偿标准，企业没有提供调峰服务的动力，不划算。由于储能电池的储能成本一度为0.5~0.6元，如果加上其运行成本和能量损失，成本将达到0.8~0.9元/kWh，调峰补偿价格大多低于此数字。我去基层了解储能项目的实际运行情况。由于缺乏经济性，大多数储能项目宁愿趴在阳光下，也不愿调用它们参与调峰。

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不是那么简单。

在中国，调峰市场是电力辅助服务市场的一部分。所谓辅助，是在正常电力生产、运输和使用之外，为维护电力系统的稳定运行而提供的额外服务。中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、备用和黑色启动服务。2020年，中国22个省启动了电力辅助服务市场，但都处于市场建设初期。主要交易品种是调峰，部分地区辅以调频。

然而，在国外电力辅助服务市场，并没有峰值调整服务。袁家海解释说，在美国，实时电价的变化自然会引导发电企业积极参与峰值调整，使发电系统不需要额外的峰值调整产品。

因此，调峰辅助服务是中国电价尚未完全放开的特色产品。长期关注中国储能市场和政策的高级研究分析师梅根·詹金斯指出，中国调峰市场是电力现货市场实施前提供平衡功能的过渡市场结构。

目前，我国电力现货市场改革才刚刚起步，只有广东、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区是试点。大部分省份仍以计划用电+中长期合同用电为基础，实时电价尚未放开。浙江和广东不再有峰值调整市场。

袁家海认为，只有建立成熟的电力现货市场，市场上有非常敏锐的价格信号，储能的商业模式才能通过。例如，通过峰谷电价套利，每度。