“新能源配储能”AB面

储能在2020年又火了一把，只不过这次的火，把储能烧成了烫手的山芋。

随着十余个省份相关文件的陆续出台，加装储能作为新能源竞争性配置中优先并网条件的“潜台词”，已经从2018年的坊间耳语成为2020年业内盛行的“潜规则”。而这一模式的兴起，则要追溯到更早的2017年——青海省总计33万千瓦的强制配套储能建设规模，只不过那一时期，无论是文件出台的背景、施加口吻，还是实施效果，都与现今大有不同。

令人颇感意外的是，此轮配储能热潮与2017年“青海事件”出现了戏剧性反差——在涉事双方中反应更为激烈的，并不是投资的追加方；本可以借此扩大规模，扶摇直上的储能，却因低价中标事件的发生，险些将近三年来产业努力维护的秩序和未来发展前景白白断送。

新能源和储能，这两个出身、使命都不尽相同的两兄弟，在能源转型的大潮中本应相互搀扶，抱团取暖。在新能源凭借储能技术争相“变友好”以争取并网权的角逐中，储能却在发展路径、市场预期和价值取向都不明确的前提下，难寻由技术特性勾勒的“无处不在”的价值发生，似乎成为引发双方龃龉的根源所在。但是，找不到“位置”的，又何止储能一家？

一位国家能源主管部门人士在非公开场合表示，“先不说配备的储能是否能够接受调度，这样激进的、简单的‘一刀切’做法，在标准不齐，安防不到位的情况下，会导致一系列的不确定性和安全隐患，更不要说配置的储能有没有经济性。这是我们不愿看到且不能接受的。”

从系统运行安全的角度，“弊大于利”的结论似乎已经给事态的发展定了调子，然而围绕着“新+储”事件背后隐匿的现象，却引发业内争论的持续发酵。

显然，在故事的A面，是学界和业界更为关注的新能源与储能，如何在塑造系统灵活生态中探索分散与集中式的发展路径，以更好地担当起能源转型的角色重任；在故事的B面，则是被资本赋予“光环”的新生市场主体，在政策和技术储备都不宽裕的情况下，难以在发、输、用已经固化的利益格局中，分食到抚育产业壮大的那“一杯羹”。

如果说在现阶段，受制于储能的技术性与经济性劣势，使其还无法上升到系统决策的层面，那么作为系统的“颠覆性”技术，在好消息不多、坏消息不断的尴尬境遇中，将在何时迎来“颠覆系统”的愿景？同样，隐匿在“新储”事件背后高成本机组如何与低电价预期适配的问题，恐怕将成为未来一段时期内全行业都在迫切寻找的答案。

 

 

 

故事的A面：“新+储”符合大多数人的利益，

但称为趋势还为时尚早

 

提前一年完成“十三五”规划目标的新能源，让世人看到了产业发展壮大带给我国能源转型的强大动能，出于对地方产业发展和经济带动的需求，全国大多数省份对新能源的发展依然保持强烈的热情与诉求。

根据中电联统计数据，截止到2019年底，全国新能源装机并网容量4.1亿千瓦，占电源总装机20.3%，其中青海、甘肃两省新能源发电总装机占比50%和42%，成为全国新能源装机占比第一、第二省份；超过21个省份的新能源发电已成为省内第一、二大电源；同时，全国28个省份基本完成新能源利用率95%以上的目标。随着陆上风电、光伏有望在2021年实现同步平价上网，在摆脱了补贴对规模的限制后，预计“十四五”时期，新能源仍将延续“十三五”的发展态势。

与高比例可再生能源并网伴生的，是系统调控复杂程度指数级的上升和调节能力的频频告急。根据“十三五”规划，抽蓄、火电灵活性改造的目标分别为4000万千瓦和2.2亿千瓦，从项目工程进展情况来看，截至目前，两项指标的完成度均相对滞后于“十三五”发展目标。借用业内人士的描述，“新能源的发展速度，已经到了与系统灵活性调节资源不协调的阶段。”

“再调整就是原则上的调整了。”

作为能源转型的尖兵，山西省的一举一动都备受业内瞩目。4月22日，国网山西电力公司电力调度控制中心发布了一则《关于开展新能源场站一次调频改造工作的通知》，涉及一次调频改造的新能源场站为接入35千伏及以上电压等级的风电场、光伏电站；改造的技术指标则应满足《电力系统网源协调技术规范》中“新能源一次调频技术指标”相关要求。对于技术改造路线并没有进行明确约束。

由此，针对新的考核办法，摆在新能源企业面前有两条出路——要么是像常规电源一样，限电其容量的6%~10%以备不时之需；要么对机组进行技术改造，其中就包括追加储能投资。

“通过近几年的规模化发展，新能源发电的产业技术、工艺，以及成本都得到了显著的改善提升，新能源也已经从‘新型’能源逐步转为‘新技术’能源。在由‘配角’向主力军转变的过程中，自然要求其具备与身份相当的责任和义务。好比说当初是‘开着拖拉机上路’，现在是时候该配‘驾驶舱’、配‘刹车灯’和‘转向灯’了。”国网山西调控中心水电新能源处处长赵俊屹在接受本刊采访时向记者表示，“在新能源走向主力电源的时候，它不但要适应电网、适应电力系统，它还要支撑电力系统的发展需要。这不仅是能量上的平衡，对于无功调节、电压支撑、系统稳定，都是它慢慢要去承担的责任。”

无论是使命使然，还是本着“谁的短板谁克服”的公平市场竞争原则，对新能源提出结合自身特质“对标”火电的要求似乎并不有违常理。同时，《电力系统安全稳定标准》提出“新能源场站应提高调节能力，必要时应配置燃气电站、抽水蓄能电站、储能电站等灵活性调节资源及调相机、静止同步补偿器、静止无功补偿器等动态无功调节设备”，该标准也已经从电力行业标准升级为国家标准（GB 38755-2019），并已于7月1日起正式施行。

但是一次调频改造政策的出台，却引起了山西省内舆论的强烈反弹——在新能源平价上网之初，对于并不掌握技术成本主动权的项目运营方而言，技术改造无疑预示着收益的进一步缩水，配储能带来的“额外”负担，也引发了新能源企业与电网企业间的矛盾升级。

根据相关测算，以100兆瓦的风电场为例，如果预留备用容量10%，年经济损失将达到2500万元，如果加装储能，相关投资约为2650万元，约合风电场投资的2%~3%。不少企业建议，“加装储能的项目应给予一定的电价加成和补贴，以提高新能源企业安装储能的积极性”。

“如果为了保护某一个群体而‘量身定制’地创造条件，不从统筹兼顾的角度出发，是对其他主体的不尊重和伤害。”赵俊屹表示，“山西省新能源发展‘十三五’规划的装机目标是2800万千瓦，配套1600万千瓦的火电机组灵活性改造，但是目前只完成了300万千瓦的改造工作；而目前省内日最大功率波动已经超过1000万千瓦，从灵活性改造的需求和改造质量上来说都有不小差距。”

“在目前的市场建设和供需关系中，新能源的并网本质上是挤占了其他电源的发电空间，而火电参与辅助服务在现阶段更像是承担一种调节系统和市场的双重义务。从技术的角度上来说，山西省的灵活性资源远没有挖掘殆尽，而再深挖，就需要涉及到原则上的调整，比如安全性的原则，比如各个主体间的利益，甚至各省间的利益。”赵俊屹补充道。

在山西，调节成本的疏导困局犹如囚徒困境。如果将视线转向中部地区的湖南，选择配储能是“殊途同归”，原因却莫衷一是。

7月13日，湖南电力交易中心发布关于2020年7月内风电“减弃扩供”专场交易的公告，由电网企业组织省内67家风电场、600余家企业用户和4家燃煤自备电厂共同参与交易，专场交易的目的则是针对性地缓解湖南省内的风电消纳问题。

据记者调研发现，自2020年一季度，湖南全省弃风率高达24.42%，其中3月份高达36.2%；尽管通过4月份以来开展的专场交易，弃风率已经下降至6.06%，但距离年初预计3%的目标还有不小差距。“风电降价仍不能解决风电消纳问题，部分风电企业已经开始弃风限电上网了。”业内人士告诉记者。

事实上，湖南省新能源装机规模位列华中五省第二位，而利用小时却位列第四，这与湖南省的电源结构和“风雨同期”的气候环境因素不无关系。仅2月份，湖南统调水电计划发电量24.4亿千瓦时，实际完成月度计划的163.2%；新能源计划发电量10.6亿千瓦时，实际发电量仅完成了月度计划的65.2%。与此同时，即使一季度受到疫情影响，省内用电需求疲软，外购电量依然实现同比增长75.0%，其中祁绍直流长时间保持大方式运行，送电量逆势增长19.4%，进一步加剧了风电弃风。

“按照湖南省‘十三五’规划，今年还有1600兆瓦的新建风电规模投产，到年底全省风电装机将达到6000兆瓦。同时，湖南省非水可再生能源消纳指标从2018年的9%上升到今年的13%，但目前省内峰谷差已经扩大到了50%，风电消纳存在太多不确定的因素，最后的考核压力还是会落在电网企业身上。而为了如期并网，承诺为新能源项目配储能的企业都不太高兴地举了手。”业内人士告诉记者。

“这是一个人为制造的储能需求。”

显然，无论是从运行消纳的角度提高新能源机组的涉网特性，还是提高系统灵活性以接纳更多的新能源装机，从单体体量和技术实现难度比较而言，源侧的灵活性改造都是更容易实施的手段。在新能源发电竞争性配置中，报价相同或报价较为接近时，优先考虑配储能的项目，无论从产业发展的走向，还是道德制高点上的责任分配，由新能源企业弥补自身的短板，在辅助服务市场建设初期则更为符合大部分市场主体的利益。

与此同时，对于年内并网的新能源企业而言，配比一定比例的储能似乎也并不全都是“坏事”——虽然短期内“赔”进去了一笔储能的先期投资，但是对于长期而言，除了可以获取固定电价的收益外，还可以相应减少市场中的分摊考核费用，选择配储能也未尝不是一笔“算得过来的账”。然而，随着平价上网时间节点的来临，此举又是否会随着新能源默默接受命运而成为大势所趋？

“新能源配储能似乎更像是一个人为创造的储能需求。”华北电力大学电气与电子工程学院副教授郑华告诉记者，在合理的市场机制中，有需求自然就有技术解决，而这样的技术方案一定是以经济性、安全性优先的。火电灵活性改造、抽水蓄能、扩大消纳范围，从技术成熟度和经济性而言都是优于储能的选择。但从现实情况来看，这涉及到新能源与其他电源间的矛盾、外来电与本地电源间的矛盾，以及价格传导和成本分摊机制等等问题，这些问题都已经成为凌驾于储能与新能源利益问题之上“更不好啃的骨头”。

“更值得注意的是，十余个省份配储能的文件，从技术方案路径和解决问题的目标导向来看并不统一，对于储能的技术性能要求、容量配比和规模来说都有明显差异；由于储能的收益在很大程度上受制于电网的调度方式和使用频次，不同的配储能目的也就意味着不同的市场参与方式和盈利场景，这也是与新能源企业配储能义务对等的权益，但是在相关文件中却并没有提及。”郑华说。

显然，如果仅仅是为了解决弃电的问题，配储能的方式难免有“用长期方案解决短期问题”之嫌，如果弃电现象并非长期存在，那么以消纳为目的配置的储能，其长期收益就无从谈起；如果是为了提升并网效果，对于新能源“友好”到什么程度，目前来看都是泛泛的条例。在所有的大前提都很模糊的时候，经济性就成为新能源企业配储能的唯一出发点，在电化学储能电池产能明显供大于求的阶段，出现产业内的压榨和踩踏也就不那么难以理解了。

在故事的A面中，储能产业的价值挖掘已经与产业发展的初衷发生了明显的偏离，在鲜有对高比例可再生能源系统下电力系统对储能需求的基础性分析，以及与之相匹配的长期机制、行业标准和利益分配手段时，过早地将储能推向系统决策的平台，引发的不仅仅是储能技术应用的倒退。

当最后一批带补贴的项目落地后，平价上网项目是否还会继续为储能买单？已经入场的储能设备又是否能在技术效果和经济潜在价值等方面，得到系统、市场和包括自身在内的多方认可？在政策储备和市场机制都不明确的阶段，留给储能的，恐怕也只有喧嚣过后的虚假繁荣。

 

 

故事的B面：尴尬与愿景长期并存，

储能发展更需要稳定的市场预期

 

只要在搜索栏中检索“储能”二字，无数“爆发元年”“储能春天”“朝阳产业”的字眼，都会与产业目前所处的尴尬境地形成刺眼的反差。

一直以来，电化学储能优于水电和火电的响应速度和精度，以及不受地理条件制约和提供“供需解耦”的技术特性，在国外市场得到了充分的应用验证。随着2014年国家大力推广电动汽车产业政策的实施，电化学储能的成本随之快速下降，我国也凭借此举，坐上了全球电化学储能装机的第二把交椅。随之，被冠以“系统颠覆者”“能源转型最后一公里”等诸多光环的储能，在国内市场里收割了无尽美誉和众望。

在学界眼中，储能并不缺少应用场景，每一个场景都会带来无限的价值想象空间，作为技术特性和经济性劣势极为明显的新生市场主体，储能也一直在努力寻找着价值内化的途径。但在实际应用中，囿于技术突破和价值回报路径的贫乏，在没有更高级别的政策依据和行业共识下，储能在市场利益主体的博弈中显得无所适从，始终游走于规模化商业应用“元年”的前夜。

“国外的储能之所以在近几年突飞猛进的发展，一方面是迫于实际需求，另外一方面是仰仗于成熟的市场机制。”郑华介绍，“以美国和澳大利亚为例，众多的用户选择光伏+储能的模式，很大一部分原因是接入或者扩容的费用远高于自发自用的模式，因而倒逼出了很多新的商业模式。反过来看，国外众多与新能源相关的商业模式频繁涌现，都是基于已经确立的、成熟的市场机制，以及储能在市场中独立主体身份的确认。而我国的能源转型与电力市场化改革基本上是同步进行的，在很多外部环境因素不具备的前提下，使得电力体制改革成为能源改革的领先者，需要不断去试探经济体制、政治体制方面的诸多问题，这也使得改革的进程尤为艰难。如果不着眼当下解决历史遗留而单纯强调未来，构画出来的都将是不切实际的愿景。”

“无需过分期待市场在单一层面的作用。”

当下，不论是国家的政策导向，还是企业的发展布局，随着能源互联和低碳化发展路径的推演，储能必将在大规模可再生能源电力系统中占有一席之地。

尽管经济规律和产业发展逻辑都在暗示着储能集约化、聚合化的发展路径，兼具社会责任并处于系统优化中心地位的电网企业，是投资、推动储能平台化发展的最佳主体。但现实情况释放出的信号也同样表明，发电侧的集成化发展将接棒以往模式，“电网侧共享储能”将以“第三方独立辅助服务提供者”的市场角色，在储能于电力产业链条中的迁徙，带给产业现象级变化的开端。

7月13日，国家发改委副主任连维良在2020年全国能源迎峰度夏工作会议上指出，“在深化电力改革方面，要加快推动电力现货交易的结算试运行，以市场化方式推动电力峰谷分时交易，增加现货市场申报价段数，鼓励更多辅助服务纳入电力交易。深化储能和调峰机制改革，明确电源侧、电网侧、用户侧储能责任的共担机制，结合电力交易改革开展试点，通过灵活的市场化机制实现储能和调峰的成本回收。”同样，在近期公布的新版《电力中长期交易基本规则》中，也再次明确将储能纳为市场成员。

市场主体身份的确认、电价交易机制的优化——国家相关部门对储能产业的关注已经从政策的宣贯进入出台针对性举措的实操阶段。种种政策利好的当下，业界却显示出了犹豫与观望——分时电价交易的范围有多大？如何与现货市场做衔接？衔接之后又如何传导？这样的政策在“十四五”、“十五五”又是否能够继续适用？经历了以往的沉浮曲折后，储能在此时显得冷静且谨慎。

“目前，我国8个现货试点都已经陆续完成了短期试结算，有一些试点也已经进入了长周期试结算，这些试点都或多或少地暴露出了双轨制、限价机制、分摊机制、传导机制等多方面存在的问题。如果这些问题在短时间内难以解决，从降低终端电价的趋势观察，对于储能这一不能快速降成本以适应市场的主体来说，无论是在源侧还是荷侧，都不会给留有太多的生存空间。”郑华说。

从国外的实践经验来看，具有较大价格波动性的现货市场和可以长期获益的辅助服务市场，是储能实现商业价值的最佳途径，但是在道理上说的通的事情，在现实中却未必乐观——以某现货试点发电侧报价上限0.665元/千瓦时和下限0元/千瓦时，以及市场出清上限0.8元/千瓦时及下限0.07元/千瓦时来看，扣除充电成本、用户分成、税费等外部因素，以及储能系统效率、运维能力等内部因素，管理与技术水平相对较高的部分储能能够实现微盈利，但无论是与其他行业的投资回报相比，还是储能产业自身的期待值相较，都有不小差距。

可以预见的是，未来“十四五”时期，全国的电力需求将维持低速增长态势；而电源装机，尤其是新能源装机仍将维持一定比例的快速增长。与此同时，在短期内，我国经济大环境是以降低用能成本为导向，而现阶段储能与新能源的成本都高于火电和水电等传统电源。随着新能源装机与消费占比的提升，平均发电成本将被抬升，在整体电力消费增长乏力的环境下，新增的消纳成本显然无法通过严格限价的电力市场解决。

“衡量储能发展理想路径的唯一标准就是稳定的政策环境和长期的收益预期。”郑华说：“储能的发展一方面要看现货市场推行的广度和深度，另外一方面也要看辅助服务市场是否能如期开放。在国外，储能多被应用在微电网、调频、备用等多个辅助服务中，其中调频、备用等辅助服务将是大规模储能发挥长期价值的关键所在。从储能的技术特性和我国电力市场的发展阶段来看，短期内储能能否在辅助服务市场中实现价值发现，将是关乎储能下一阶段发展走向的核心问题。”

显然，供过于求是“十四五”时期不能回避的市场环境，过度期待电力市场或以电力市场化手段来解决目前面临的一切问题并不现实；但同样可以肯定的是，“十四五”以及未来一段时期，是否能够如期形成透明度高的市场预期，价格形成和传导机制能否在改革黄金期捋顺，是关乎包括储能在内，所有新型商业模式成败的关键。

“储能的发展，既需要适应电力市场的发育阶段，也取决于市场主体利益博弈的结果。现阶段储能还属于典型的政策性产业，尽管双轨制有可能存在很长一段时间，但是计划电量在逐渐消减，市场化机制也在逐步优化，这些都是储能产业发展的基础和信心。近期多个现货试点都在积极尝试调整，比如浙江省日前现货价差超过1.6元/千瓦时，以及在用户账单中首次出现的发电价格、输电价格，还有包括近期推行的4元/千瓦时的需求响应鼓励政策，都在为储能产业释放出积极的信号。只有这些政策导向和市场化成果能够常态化，储能才可以‘正常’、‘放心’地走路。”郑华说。

高成本机组与低电价预期难以适配，系统如何做好加减法？

从“十二五”时期能源转型的大幕拉起开始，为了迎接更高比例新能源的加入，近十年来电力行业不断做着加减法，希望通过调整电源规划、借助先进的技术手段、市场化手段解决制约消纳的瓶颈问题。然而，随着新能源渗透率的不断走高，新能源消纳已经从单纯的技术领域延伸至“利益之争”，更高的系统运行成本与低电价预期难以适配的矛盾也频频被触发。

毫无疑问的是，新能源是支撑我国能源结构调整，实现清洁低碳、安全高效现代能源体系的关键。从产业爆发到平价上网，再到前瞻性的迈进，新能源的规模化开发利用，不仅为储能、能源互联等新技术、新趋势提供了应用场景和实践基础，同时也逐步暴露出了我国规划设计与市场机制建设的不协调，地方与中央在个体与全局利益上的不协调，以及更为敏感的终端价格问题。

围绕着储能，不同于以往资本的助推，电力系统需求的声音已经慢慢显现——通过储能提升功率预测精度，增强新能源发电技术的可预见性和可控性，是打开新能源更大规模发展空间，实现能源互联的重要技术支撑手段；通过布局微电网，负荷中心的分散式、小规模储能应用，平抑日趋扩大的峰谷差，实现源荷两端协调匹配，对于储能产业来说，真正发挥价值的时机或许才刚刚来临。

此时，电力系统和储能急需相互了解，相互支持，与之配套的技术标准、运行规则，开放的市场、理智的业主，以及中立的社会舆论和政府的有效监管都是产业健康发展必不可少的要素。

围绕着新能源，配储能事件的频繁发生让业内对未来能源系统有了更为真实且真切的理解——如果只片面地追求“更高”比例的利用率，而不注重系统友好性的提升和配套机制的建设，其大规模的发展只会让其他电源背上更为沉重的调节负担，使本已存在的矛盾不断被放大。

在“十四五”时期，“被动”的系统是否能够允许新能源承担起能源需求的增量？到了2050年，新能源是否能够足够“友好”地成为主力电源？在变被动于主动中，不仅需要继续推动新能源平价上网进程，进一步降低技术及非技术成本；同时，通过市场手段形成更大范围的统筹消纳，建立起与新能源发电技术相适应的市场规划和运行范式，或许才是绿色发展进程与电价改革步伐不一致的情况下，更低成本的技术解决方案。

围绕着电力系统，新能源的快速出现和规模化发展，不单单带来能源生产和技术革命——从电力系统的生产传输内在机理，生产运行的管理模式、组织供应方式，乃至于全社会对能源的利用、索取的理念都在发生着广泛而深远的变化。

通过透明、合理的价格体系，形成源网荷储有效互动的电力系统，避免被迫新增大量电源来满足峰值负荷，以此达到提升系统整体经济性的目的，系统才能够更为主动地接纳、迎接更高比例新能源时代的到来。这不仅取决于电网、发电企业，更有赖于政府能源主管部门的积极引导和全社会的广泛参与。

“新储”困局这一看似偶发性的事件，折射出的不仅是关乎“成本”、关乎“产业”、关乎“生态”的退与进，起与伏。在技术革命、供给革命与能源革命相互交织，互相促进的时代篇章中，无论是作为系统“新贵”的储能，还是已经足够“老道”的新能源，在融入绿色发展和社会经济的过程中，将如何起笔，又将落笔何处？或许一切过往，皆为序章。