掃描關注微信
具有隨機性、波動性和間歇性的特點
而隨著風光在未來的大規(guī)模高比例并網
如何保障電力穩(wěn)定供應 并實現(xiàn)
高水平消納利用，成為關鍵難題
2020年10月29日，浙江長興縣，在10千伏長興雉城儲能電站內，工作人員在蓄電池室檢測并網后單個蓄電池電壓。圖/新華
儲能的狂熱與困境
在今年的“拉閘限電”中，東北的情況最為嚴重，專家認為，這與當?shù)仫L電占比過高有關。2021年1~7月，東北風電發(fā)電量在全國風電發(fā)電中的占比高達23％；2021年1~5月，東北風電發(fā)電占工業(yè)用電量的比重則高達33.9％。同時，另一組數(shù)據(jù)顯示，東北風電月度發(fā)電量波動極大，谷底時僅為峰值一半左右。2021年6月以來，受天氣因素影響，東北風電發(fā)電量驟減。由于新能源改革過快，又缺乏足夠的煤電來托底，于是只能采取最后的手段：拉閘。
根據(jù)國家規(guī)劃，預計到“十四五”末，新能源將成為各地的主力電源，可再生能源發(fā)電裝機占電力總裝機的比例將超過50％，到2030年，風電和光伏的裝機將不低于12億千瓦。但新能源發(fā)電“靠天吃飯”，具有隨機性、波動性和間歇性的特點，而隨著風光在未來的大規(guī)模高比例并網，如何保障電力穩(wěn)定供應并實現(xiàn)高水平消納利用，成為關鍵難題。
強配儲能“大勢所趨”
儲能，顧名思義，就是在電力富余時將其存儲下來，在需要時放出，本質是通過充放電來實現(xiàn)電網的實時平衡，類似于一個大型“充電寶”。當前，主要的儲能方案是采用抽水蓄能，用電低谷時通過電力將水從下水庫抽至上水庫，用電高峰再放水發(fā)電。在不同的儲能技術路線中，抽水蓄能的技術最成熟，成本也最低，適合大規(guī)模開發(fā)，但由于受地理條件的限制，無論是開發(fā)潛力，還是增長空間，都不如這幾年漲速更快的新型電化學儲能技術。而在新能源陣營里，由于光伏對儲能的需求更高，以及考慮到成本問題，目前通行的做法是光伏企業(yè)配備電化學儲能。
電化學儲能有多流行？
從一組對比強烈的數(shù)字中可以找到答案。中關村儲能產業(yè)聯(lián)盟（CNESA）數(shù)據(jù)顯示，截至2020年底，在全球已投運儲能的累計裝機中，雖然抽水蓄能占的份額最大，為172.5吉瓦（1吉瓦=100萬千瓦），但增速極低，同比增長只有0.9％；而全球電化學儲能的累計裝機規(guī)模只有14.2吉瓦，但同比增長高達49.6％。
中國是全球最大的電化學儲能市場，2020年首次次超過美國，在全球市場的占有率達到了33％。2015~2020年，中國電化學儲能裝機復合增長率超過80％，2020年電化學儲能的同比增長甚至達到了91.2％。如果說全球電化學儲能還只是在高速路上奔跑，中國的電化學儲能是在“飛”。
但就在2019年，中國電化學儲能增速還只有59.4％。2020年究竟發(fā)生了什么？
2020年上半年的一天，山東省某光伏開發(fā)企業(yè)董事長王楊突然被叫去參加了一個會議。會議由山東省能源局組織，國網山東的人也在，王楊發(fā)現(xiàn)，當?shù)匾恍?ldquo;叫得上號”的新能源企業(yè)悉數(shù)到場。省能源局的人說，最近，山東電網的調峰功能已經急劇惡化，當下迫切要解決的是電網不穩(wěn)定、不平衡的問題。
王楊一聽就明白了，這個“解決方案”就是“新能源+儲能”。果然，幾個月后，2020年6月5日，國網山東發(fā)布要求，2020年山東參與競價的光伏電站項目，“儲能配置規(guī)模要按項目裝機容量的20％考慮，儲能時間2小時”。到了2021年2月，山東省能源局再度發(fā)文規(guī)定，配套比例“原則上不低于10％”，在措辭上更加強硬。
實際上，此前，電網一般會與新能源開發(fā)商在私下里達成協(xié)議，規(guī)定配置儲能可以優(yōu)先并網，這是業(yè)內不成文的慣例。但從2020年下半年開始，多地的政府和省網公司將這一條件擺到了臺面上，紛紛在新能源競價的招標方案中寫明配置儲能的比例。
比如，國網湖南2020年3月23日發(fā)布規(guī)定，要求儲能項目與省內風電項目同步投產，配置比例為20％，時長為2小時。三天以后，內蒙古自治區(qū)能源局也在《2020年光伏發(fā)電項目競爭配置方案》中寫明：優(yōu)先支持光伏+儲能項目建設，光伏電站儲能容量不低于5％，儲能時長在1小時以上。此后，河南、山西、新疆、河北、江西等地也相繼發(fā)文。
記者統(tǒng)計各省區(qū)政策發(fā)現(xiàn)，2020年，全國先后有17個省市區(qū)出臺了相關政策，而進入2021年以來，至今已有20個省市區(qū)提出了“風光儲一體化”。各大央企、國企，以及部分民企紛紛布局，比如，國家能源集團2021年新開發(fā)了五個一體化項目，華能集團有八個新項目，其中包括位于安徽蒙城的“風光儲一體化新能源基地”，總規(guī)模達到2吉瓦。目前，各省區(qū)的儲能配置比例基本都在5％~20％之間，一般要求儲能時長為2小時。
從各地規(guī)定來看，大部分地區(qū)新能源“強配”儲能措施由暗到明，到2021年成為大勢所趨。
中國新能源電力投融資聯(lián)盟秘書長彭澎對《中國新聞周刊》指出，各地統(tǒng)一要求“強配”儲能，主要是為了解決風光難以消納的問題。
截至2020年底，全國可再生能源發(fā)電裝機達到9.34億千瓦，占全部發(fā)電裝機的42.5％，但同期，可再生能源發(fā)電量只有2.2萬億千瓦時，占全部發(fā)電量的29.1％。“可再生能源的裝機規(guī)模特別大，但是發(fā)電量很小。”廈門科華數(shù)能科技有限公司市場總監(jiān)陳超對《中國新聞周刊》說。
陳超指出，今年各地頻頻的“拉閘限電”和全國范圍內的電力缺口，其實反映出風光等新能源并沒有充分承擔起在電力系統(tǒng)中的責任。而在“雙碳”目標下，國家提出要加快構建以新能源為主的新型電力系統(tǒng)。而儲能作為一種重要的電網靈活性調節(jié)資源，它的發(fā)展制約著更高比例和更大規(guī)?？稍偕茉吹牟⒕W進度。簡而言之，如果儲能“跟不上”，新能源裝機量再大，實際發(fā)電量也上不來。
再以山東為例，該省過去曾因煤炭消費占比高、煤電裝機占比高的“兩高”問題被批評，因此近幾年積極發(fā)展新能源。截至2021年9月底，山東光伏裝機達2868萬千瓦，居全國第一，但山東電網的靈活性調節(jié)資源卻不足1％，遠低于全國6％的平均水平。
在2021年4月舉辦的第十屆儲能國際峰會暨展覽會開幕式上，國家電網公司總工程師陳國平強調，2030年中國要想實現(xiàn)12億千瓦的新能源裝機容量，至少需要匹配2億千瓦的儲能。目前我國的抽水蓄能裝機在4000萬千瓦左右，受制于建設周期，到2030年我國抽蓄電站裝機最多只能達到1億千瓦。
“那么，剩下的1億千瓦的儲能要怎么實現(xiàn)？”
2021年12月13日，河北秦皇島市撫寧區(qū)，施工中的撫寧抽水蓄能電站。圖/新華
商業(yè)模式困境
陳國平拋出的疑問，王楊也在思考。他并非不知道儲能對山東的重要性，但站在企業(yè)角度，如果從儲能中“賺不來錢”，則沒有動力主動去配，而如果企業(yè)一直不配，消納問題就難以解決。他理解政策要求“強配”儲能背后的無奈，但問題是，也別讓我們虧太多。”他說。
王楊為自己算了一筆賬，建一個光伏電站，比較理想的情況下，收益率“能達到10％就已經不錯了”，大約需要10年來收回成本，如果再配上20％的儲能，投資成本會再增加10％~20％，收益率也隨之從10％降到了6％~7％。
根據(jù)山東電力工程咨詢研究院裴善鵬等人在一篇論文中的最新測算，如果建設一個500兆瓦的新能源項目，按照20％、時長2小時的儲能配比要求，直接投資將增加 4 億元，共增加成本6.7億元。
2021年是“風光平價”元年，風光的電價補貼時代已經在2020年底結束，現(xiàn)在，風電和光電執(zhí)行的是燃煤標桿上網電價，相當于要和火電在同一個起跑線上去競爭。在這樣的背景下，原本光伏企業(yè)的日子就不好過，強配儲能政策更是雪上加霜，讓他們的利潤空間進一步壓縮。在成本的壓力下，王楊還觀察到，近幾年新能源的項目越來越向大型的央企、國企集聚，民營光伏企業(yè)只能在“夾縫中艱難生存”。
王楊的糾結指向一個儲能行業(yè)多年的痛點：缺乏有效的商業(yè)模式。
目前，光伏企業(yè)在儲能這塊的主要收入來源是提供調峰服務。因為電力系統(tǒng)的特性是必須保持實時平衡，發(fā)出的電和使用的電同步，所以發(fā)電機組需要不斷改變出力來適應時刻變化的用戶負荷，這就是調峰，也就是一種短時電力調節(jié)。
儲能參與調峰的“收入”在各省雖有差異，但都在1元/kWh（千瓦時）以下，且?guī)讉€報價較高的省份還進一步下調了價格，比如青海2020年12月將儲能調峰每度電的補償價格由0.7元下調至0.5元，湖南也在同期從0.5元/kWh降至0.2元/kWh。山東的儲能有償調峰報價上限只有0.4元/kWh。
華北電力大學經濟與管理學院教授袁家海對《中國新聞周刊》指出，按照目前的補償標準，企業(yè)沒有動力提供調峰服務，“怎么算都不劃算”。因為儲能電池一度電的儲存成本在0.5~0.6元，如果再加上它的運行成本和能量損耗，成本要到0.8~0.9元/kWh，大部分的調峰補償價格都比這個數(shù)字要低。“我去基層了解儲能項目運行的實際情況，由于缺乏經濟性，大部分儲能項目都寧可趴著曬太陽，也不愿意調用來參與調峰。”他說。
但即使補償標準提高，專家指出，解決儲能商業(yè)化問題的關鍵，也并非如此簡單。
在中國，調峰市場屬于電力輔助服務市場的一部分。所謂“輔助”，是在正常電能生產、輸送、使用外，為了維護電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行而提供的額外服務。我國電力輔助服務市場的交易品種包括調峰、調頻、備用、自動發(fā)電控制（AGC）、無功調節(jié)、備用和黑啟動服務等。2020年，中國已有22個省啟動電力輔助服務市場，但都在市場建設初期，主要的交易品種就是調峰，部分地區(qū)輔以調頻。
但在外國的電力輔助服務市場中，并沒有調峰這項服務。袁家海解釋說，在美國，實時電價的變化會自然而然地引導發(fā)電企業(yè)去主動參與調峰，讓發(fā)電系統(tǒng)“平滑”出力，不需要一個額外的調峰產品。
因此，調峰輔助服務是在電價還沒有完全放開的中國的特色產品。長期關注中國儲能市場和政策的埃信華邁高級研究分析師梅根·詹金斯對《中國新聞周刊》指出，中國的調峰市場是在電力現(xiàn)貨市場實施之前的一種提供平衡功能的過渡性市場結構。
當下，中國的電力現(xiàn)貨市場改革剛剛起步，只有廣東、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等八個地區(qū)是試點，大部分省還是以“計劃電量+中長期合同電量”為基礎，實時電價沒有放開。在浙江和廣東，都已經不再有調峰市場。
在袁家海看來，只有建立了成熟的電力現(xiàn)貨市場，并且市場上有非常敏銳的價格信號時，儲能的商業(yè)模式才能走通，“比如通過峰谷電價套利，每度電可以有0.2~0.3元的利潤，如果再算上參與調頻等輔助服務的收益，企業(yè)就更有動力了。”
中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟常務副理事長俞振華指出，目前我國儲能設施的系統(tǒng)性成本與收益，以及相關受益主體尚未得到詳細且明晰的評估，成本也未疏導至“肇事方”或受益主體，導致政策的有效性和可持續(xù)性較差。應推動建立合理的成本疏導機制，按照“誰收益，誰付費”以及“誰肇事，誰付費”的原則。
此外，到目前為止，政府對儲能的補貼僅限于少數(shù)地方層面的政策，而在國家層面一直沒有對儲能發(fā)放補貼。梅根·詹金斯指出，從政策設置來看，國家一直強調要使用“基于市場的機制”來補償儲能。從一開始，這就和風光“大規(guī)模補貼”的政策邏輯不同。但問題在于，在缺乏足夠市場環(huán)境的背景下，這種對儲能市場化的“一廂情愿”的希冀是否能夠實現(xiàn)？
今年7月，國家發(fā)改委、能源局兩部門聯(lián)合發(fā)文稱，探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收。“這意味著，國家在政策上釋放出一個信號，可能未來會把這個事放開。”陳超說。
“最好的時代”？
對于“指標式”上馬儲能項目，王楊說，新能源企業(yè)現(xiàn)在的心理很矛盾。一方面因為“被逼著”建，不得不建；另一方面也在想，萬一以后國家“出一個好政策”，如果現(xiàn)在不建，就失去了先機，“占坑的心理很普遍”。
專家擔心，在這種心理下，可能會帶來整個產業(yè)的無序發(fā)展，出現(xiàn)“劣幣驅逐良幣”的現(xiàn)象，尤其在缺乏標準的情況下，企業(yè)為了壓縮成本，造成低技術水平儲能產品的大規(guī)模使用，會加劇安全風險。
據(jù)不完全統(tǒng)計，截至2021年，近10年間，全球共發(fā)生32起儲能電站起火爆炸事故。其中，日本1起、美國2起、比利時1起、中國3起、韓國24起。
2021年4月16日中午，北京豐臺區(qū)最大規(guī)模的商業(yè)儲能電站在毫無征兆的情況下突發(fā)爆炸，爆炸當量相當于26千克TNT。事故造成1名值班電工遇難、2名消防員犧牲、1名消防員受傷，直接財產損失達到1660.81萬元。
事發(fā)半年多以后，11月22日，北京市應急管理局終于公布了事故的調查結果，認定“4·16”較大火災是一起責任事故，起火直接原因是磷酸鐵鋰電池發(fā)生內短路故障，引發(fā)電池熱失控。
儲能安全是一個系統(tǒng)性問題，不僅和電池質量本身有關，還涉及電池管理系統(tǒng)、電纜線束、系統(tǒng)電氣拓撲結構、預警監(jiān)控消防系統(tǒng)、運行環(huán)境、安全管理等多個方面。
當下，全球進入大規(guī)模儲能時代。隨著儲能集成系統(tǒng)變得“更大”，也對其安全性提出了更高的要求。據(jù)中國能源研究會儲能專委會/中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟（CNESA）全球儲能項目庫不完全統(tǒng)計，截至2020年底，全球只有9個百兆瓦級的儲能項目，但在建的百兆瓦級項目超過60個。到了2021年，這種趨勢更加明顯，今年上半年，中國百兆瓦以上規(guī)模的項目個數(shù)是去年同期的8.5倍；吉瓦級別項目也被列入開發(fā)日程。
在“雙碳”國家戰(zhàn)略目標驅動下，儲能作為支撐新型電力系統(tǒng)的重要技術和基礎裝備，其規(guī)?；l(fā)展已經成為必然。
2021年7月15日，國家發(fā)改委、能源局正式發(fā)布《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》。這是國家在政策層面第一次明確新型儲能的裝機目標，提出了“兩步走”戰(zhàn)略：到2025年，實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉變，裝機規(guī)模達3000萬千瓦以上。到 2030 年，實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展。新型儲能指的是抽水蓄能以外的儲能，以電化學儲能為主。
俞振華指出，3000萬千瓦的發(fā)展目標，也就意味著未來五年，新型儲能市場規(guī)模要擴大至目前水平的10倍。如果按復合增長率50％的保守估計，到2025年，儲能產業(yè)規(guī)模將達到35吉瓦，在樂觀場景70％的復合增長率下，產業(yè)規(guī)模將躍升至55吉瓦。
看起來，電化學儲能正步入“最好的時代”。資本已經蠢蠢欲動，儲能被認為是繼光伏、電動車之后的下一個萬億賽道，撒下去的資金在各地全面開花。
但專家質疑，上馬這么多儲能，究竟是否和本地的風光規(guī)模和電網規(guī)劃相適應？
江蘇蘇源高科技有限公司綜合能源事業(yè)部高級項目經理楊李達指出，前幾年因為國家有補貼，光伏和風電裝機“大爆發(fā)”，而各地的儲能沒有及時跟上，所以頻繁出現(xiàn)棄光棄風。為了解決這個問題，現(xiàn)在各地要上儲能。但這些“舊賬”究竟有多少？指標之外的企業(yè)自建的屋頂光伏裝機有多少？未來電網的規(guī)劃是怎樣的？五年之內要擴容多少，是一步到位還是分期實施？
“這些因素都會影響到對儲能容量的規(guī)劃。也就是說，儲能是跟著走的，應該從總體上更好地統(tǒng)籌規(guī)劃，而不是像現(xiàn)在這樣，比如東部某省每一個市的國資委都在建光伏電站、儲能電站。為什么？因為要實現(xiàn)雙碳目標，不建，電就上不了網。”楊李達說。
中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應用分會秘書長劉勇對《中國新聞周刊》建議說，每個省份現(xiàn)在都應該思考，結合本地的電力系統(tǒng)，到底需要多少儲能容量來支撐？這些容量可以保證多少新能源裝機？未來五年的長期規(guī)劃是什么？
在技術上，當下也存在很多挑戰(zhàn)。國家應對氣候變化戰(zhàn)略研究和國際合作中心首任主任李俊峰對《中國新聞周刊》指出，儲能現(xiàn)在只能解決新能源出力的平滑問題，也就是把電力系統(tǒng)里的“小毛刺”去掉，但未來，更需要解決的是“有無”問題，比如連續(xù)遇到七天陰天怎么辦？
埃信華邁清潔技術首席分析師榮佑民博士對《中國新聞周刊》解釋，在儲能的不同技術路線中，從現(xiàn)有的技術潛力分析，由于龐大電動車終端市場的驅動，鋰電池儲能至少在未來5~10年內將會主導儲能產業(yè)的發(fā)展。與之相比，抽水蓄能受地理條件的限制太大，氫能在技術上還不成熟，鈉離子電池、飛輪儲能、壓縮空氣等還在試驗階段，且這些技術的成本目前遠高于鋰電池。
但鋰電池最多只能做到小時級的儲能，全球的平均水平大約在4~6小時，將來可能突破8~10小時。如果再進一步，實現(xiàn)以日、周和季度為單位的長時儲能，目前的技術瓶頸還很大，也很難預判哪一條技術路線更有希望，“可能要到幾十年之后才能看到一條相對清晰的路徑。”榮佑民說。
從長期來看，長時儲能技術是未來發(fā)展趨勢，但還有很長的路要走。
原標題：儲能的狂熱與困境：強配儲能大勢所趨 但企業(yè)卻“賺不到錢”
寧德時代吳凱...
天合光能陳奕...
劉巖: 追光行...
黃震院士：大...