“新能源+储能”的探索模式拉开，缺乏合理机制标配恐难落地

近年来，随着我国新能源发电规模持续扩大，消纳压力与日俱增。特别是今年一季度以来，受疫情影响，弃风、弃光率亦有所抬升。近期，各地新能源发展思路普遍开始强调由“重建设、轻消纳”向“轻建设、重消纳”转变，与此同时，储能再次被纳为促进新能源消纳的标配举措。

中国已经成为新能源利用第一大国，数据显示，到2050年，我国风电、光伏发电将成为电力的主导，分别占到总发电量的21%至24%。同时，我国也是全世界最庞大的电动汽车市场。作为未来三大新兴产业——新能源并网、智能电网、电动汽车的发展瓶颈都指向储能技术，可见市场潜力巨大。而随着我国新能源的比例不断增加，“新能源+储能”的探索模式已经拉开，呈现扩大的趋势，多个项目在各省市落地开花。

近期，河南、湖南、内蒙古、新疆等地密集出台文件，一致明确将配置储能的新能源项目列入优先支持范围。

多地刮起新能源标配储能“风”

河南发改委印发《关于组织开展2020年风电、光伏发电项目建设的通知》中提出明确要求。河南是近期继新疆、山东、安徽、内蒙古、江西、湖南之后，第七个将“新能源+储能”列入优先支持范围的省份。

3月25、26日，新疆、内蒙古相继发布《关于做好2020年风电、光伏发电项目建设有关工作的通知（征求意见稿）》、《2020年光伏发电项目竞争配置方案》，不约而同提出“优先支持光伏+储能项目建设”。

其中新疆提出，积极推进新能源并网消纳，组织新能源企业参与电力市场交易和储能设施建设，重点推进阜康、哈密等抽水蓄能电站建设，积极推进阿克陶、阜康二期、达坂城等抽水蓄能电站规划及前期论证工作；继续推进南疆光伏储能等光伏侧储能和新能源汇集站集中式储能试点项目建设。

内蒙古则提出光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上。针对风电场，内蒙古积极推动乌兰察布市600万千瓦风电基地及配套储能设施建设。

3月23日，国网湖南省电力有限公司日前下发的《关于做好储能项目站址初选工作的通知》显示，为解决新能源消纳问题，经多方协商，目前湖南省28家企业已承诺为新能源项目配套建设储能设备，规模总计388.6MW/777.2MWh，这相当于2019年我国全年新增电化学储能总规模的75%。据解，这些配套储能项目将与新能源发电项目同步投产。

“新能源+储能”利于应对新能源发电的波动性、随机性等致命缺点，从而有力促进电力消纳，被认为是新能源未来发展的“标配模式”。在此之前，青海、新疆、山东等地都有过类似尝试。但无论是针对风电场还是集中式光伏电站，无论是强制要求还是适当奖励，在政策落地和后续执行上，先行先试的几个省份均遇到一定阻力，效果并不理想，有的甚至被迫叫停。前车之鉴犹在，湖南为何急于再度尝试？“新能源+储能”到底难在哪？

“能源主管部门要考核电网消纳指标，但是又不明确具体的鼓励政策，逼得电网只能去逼发电企业，进而把电网和发电绑在一起，给主管部门施压”

根据国家能源局统计数据，2019年，湖南全省弃风率为1.8%，尚未到达5%的红线。在此形势下，湖南为何要求新能源开发企业“承诺”配置储能呢？

“湖南电网这么着急，就是因为企业考核有了新方式，即‘非水可再生能源消纳’指标考核。湖南是水电大省，水电便宜，电网肯定更愿意要水电。但现在要考核‘非水可再生能源消纳’，电网压力是很大的。”湖南某风电开发企业知情人士告诉记者。

根据去年5月国家发改委、国家能源局联合发布的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》，电网企业是承担消纳责任的第一类市场主体，需承担与其年售电量相对应的消纳量。根据具体指标，湖南省的“非水可再生能源消纳”比重将从2018年的9%提升到2020年的13%。湖南电网将负责其经营区消纳责任权重实施的组织工作。

但湖南省的风电消纳形势并不乐观。今年3月，湖南省发改委发布《关于发布全省2020-2021年度新能源消纳预警结果的通知》。预警结果显示，全省风电消纳形势相对严峻，尤其是在湖南南部、西南部存在较大消纳压力，被划分为红色预警区域，其他地区为橙色或黄色区域，全省范围内已无绿色区域。

虽供职于发电企业，上述知情人士也表示在一定程度上能够理解电网面临的压力：“能源主管部门要考核电网消纳指标，但是又不明确具体的鼓励政策，逼得电网只能去逼发电企业，进而把电网和发电绑在一起，给主管部门施压。”

据上述知情人士透露，在《通知》酝酿出台的过程中，国网湖南电力公司曾就此事组织当地能源主管部门和相关企业召开过一次专题会议，针对政策落地过程中的具体细节进行讨论。“为什么《通知》已经出来快1个月了，能源主管部门还是什么都不说？大家现在应该还在胶着中，还属于在桌子底下你踢我一脚、我踩你一下的状态，很多东西根本定不下来。”

既然“定不下来”，为何发电企业却给出了“承诺”？

“电网现在发这样一则《通知》，我既不能跟你说‘我承诺了 ’，也不能说‘没承诺’，我没法回答。但我可以告诉你，没有什么实质性的东西，也没有出具过书面承诺文件。至于设备选型、相应手续办理等工作，至少我们项目还没有着手考虑。”上述知情人士坦言，“在项目并网上，我们是有求于电网的，如果现在我们不‘承诺’，项目后期并不上网怎么办？明年风电要全面平价上网，如果项目今年不能按期并网，那么电价就没有任何保证了，所以在现在这个时间节点上，我们必须‘承诺’。”

“为什么后来大家普遍推行不顺利？其实都卡在了同一个问题——配可以，钱谁出？”

“其实，要求新能源配储能并不是什么新鲜事，好多省份都提过。为什么后来大家普遍推行不顺利？其实都卡在了同一个问题——配可以，钱谁出？”国家电网能源研究院能源战略与规划研究所研究员闫晓卿把“新能源+储能”的核心难题归结为资金来源。

据了解，电网企业此前也有尝试，但因投资回报不理想而陷入亏损。事实上，在湖南长沙就建有国网系统最大规模的电网侧储能电站，电站总规模120MW/240MWh，一期建设规模为60MW/120MWh，一期投资便已超4亿元。据国网湖南电力公司经济技术研究院测算，基于当前湖南省的峰谷电价政策和目前的电池技术，该电池储能电站在全寿命周期内仍处于微亏状态。

“此前，电网侧储能确实‘火’了一小段时间。但随着去年5月印发的《输配电定价成本监审办法》提出，电储能设施成本与电网企业输配电业务无关，不能计入输配电成本核算，电网侧储能的热度一下就降下来了。”闫晓卿说。

国家发改委能源研究所原研究员王斯成直言：“电网侧储能如果采用化学电源，现在的经济性很差，而且10年内可能也不会有很大发展。”

在经济性不佳、盈利模式尚不明确的情况下，电网侧储能已经踩下“刹车”。去年12月，国家电网发布《关于进一步严格控制电网投资的通知》，明确要求不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设。

“电网因亏损不再建了，就让我们发电企业建，凭什么？我们也是实实在在的投资啊。现在风电企业一再提平价上网，利润已经很低。再配储能，这项目还能不能干了？”谈起发电侧储能的建设，有新能源开发企业负责人甚是不解。

王斯成也表示：“没有合理的利润空间，企业为什么要装？强制新能源发电企业配储能肯定是不对的。”

“迫切需要的是建立合理的分时电价政策，让尖峰、低谷等不同时间电价不再相同，而且要配套完善的电力市场化交易体系”

“谁出钱的问题到底能不能定？归谁定？如果这些问题没有结论，‘新能源+储能’就很难推行下去。”闫晓卿说，“尤其是在当前全国降电价的大背景下，已不可能通过涨电价去疏导储能建设的成本，这都导致了推广困难。”

据一位已“承诺”建设储能项目的新能源开发企业负责人介绍，国网湖南电力公司有意通过辅助服务的形式对储能项目进行补贴，但相关方案至今尚未出台。

闫晓卿还提出，要适当调整思路，正确认识“弃风”“弃光”问题及相应的消纳手段。“电力系统本来就是动态的，为什么不能‘弃风’‘弃光’呢？现在好像有点‘弃电’就跟犯罪一样，其实并不是这样的。新能源发电的过程中，可能最尖峰的时段只有很短一段时间，为了平衡这个尖峰去建个调峰机组或者配个储能电站，并不见得就多经济。有时候把这部分电弃掉可能比花大力气消纳掉要划算。当然，这还要根据各种具体参数进行复杂的测算才能最终下结论，但我们要有这种意识，转变此前的观念。”

对于储能电站的建设，多位受访专家均提出，要激活企业的投资积极性，必须依靠市场化、商业化的手段。其中，王斯成表示：“当前，迫切需要的是建立合理的分时电价政策，让尖峰、低谷等不同时间电价不再相同，而且要配套完善的电力市场化交易体系，这样储能才有商业化投资的意义，企业才有利润空间，‘新能源+储能’的发展也才有持久的内生动力。”

储能提升新能源竞争力的理由

新能源在电力市场建设过程中可能会出现的问题，采用储能技术可以有效解决。如果将储能与新能源联合，利用储能技术快速响应、双向调节的特性，可以使新能源在一定程度上具备调节能力（该程度取决于储能系统配置的容量和持续时间），与功率预测配合，在现货市场的实际运行中执行能力增强，减少了日前功率预测与实际运行偏差所带来的损失。

目前，多数风、光功率预测系统的短期功率预测曲线精度都超过80%，平均偏差按照±10%来计算，配置10%容量的储能可平抑功率预测误差。

在上述过程中，储能所用的容量较大，但是占用电能量较小，可以同步利用储能存储新能源资源较好时无法消纳或通流断面无法承受的能量，在负荷需求较大、断面通流较小时发出，以此在分时分区的节点电价机制中提高本节点发电时的电价，同时可减少新能源弃能损失。

同样考虑配置10%的储能容量，以光伏电站为例，其在中午发电量大、负荷较低的时候利用储能存储限发或低价能量，加入配置储能的持续时间为2小时，则可以存储将近月1/3的光伏平均日发电量（按日均利用小时数为6计算），可以有效低减少通流压力，进行峰谷的负荷转移，将原本中午时段的低价电转移至其他电价相对较高时段，同时减少了网络的阻塞剩余。

储能配合新能源完成上述功能，可减少新能源电站的损失，一定程度上提升新能源在电力市场中的竞争力，但是储能的投入成本不低，上述功能并不能覆盖储能本身的投入成本。因此，储能还需要带来额外的收入，才能有效促进新能源场站配置储能。

庆幸的是，储能还具有较好的辅助服务能力。辅助服务种类较多，有调峰、调频、备用、调压、黑启动等，根据目前储能的技术特点和在国际上已经开展的应用，储能具备开展上述所有辅助服务的能力，在调节速率、调节精度、响应时间等要求较高的调频方面，其表现尤为出色。

缺乏合理机制“标配”恐难落地

近年来，我国储能产业的发展曾一路高歌猛进，其中电化学储能表现最为突出。

然而，让人印象深刻的是，去年国家电网曾两度明确叫停电网侧电化学储能项目。去年年底，新疆发改委亦叫停了多达31个新能源发电侧储能项目，仅保留了5个试点项目。2019年因此被视为储能发展进入“寒冬”的转折年。

谈及缘何取消诸多新能源发电侧储能项目，上述新疆发改委知情人士表示：“主要是到了供暖季时，很多企业拿到项目之后并没有开动。为了保证示范项目的严肃性，我们叫停了那些项目。今年上半年，我们将会出台一些辅助服务的规则，进一步促进储能在新疆的发展。”

然而，谈及不少储能项目缘何“圈”而不建，多位受访人士直指，成本偏高致储能项目缺乏经济性是主因。

公开数据显示，尽管电化学储能成本呈逐年下降趋势，但目前仍高达0.6—0.8元/kWh，远高于抽水蓄能电站0.21—0.25元/kWh的度电成本。安装、运行成本之外，融资成本、项目管理费等附加费用也很高。

储能系统虽然在提高风电接入能力方面能够“帮大忙”，但配储能设备的成本由谁来出，成为这一模式是否能够顺利推行的关键。

就湖南而言，为新能源项目标配储能的积极举措，对于已陷入低谷的储能行业而言，无疑是一剂“强心针”，但复杂的经济账却足以让风电开发商们陷入进退两难的尴尬境地。

有测算指出，储能建设费用按1MWh200万元计算，《通知》中所述配套储能设备所需额外支持费用高达15.5亿元。

业内人士指出，在被要求配套20%的储能承诺后，风电投资成本进一步增高，已经很难满足投资收益率的要求，将严重挫伤风电企业的投资积极性。“储能目前还处于大规模推广的初期，需要给予一定支持。”王世江坦言。

业内普遍认为，若缺乏合理的机制和明确的投资回收路径，储能在新能源领域的应用未必能够达到预期。“稍有不慎，就会变成新疆‘100小时’（新疆发改委2019年印发《关于在全疆开展发电侧储能电站建设试点的通知》指出，配置储能电站的光伏项目，原则上增加100小时计划电量。）的翻版，很难落地执行。”

发展新型安全技术。本质安全才是根本，储能的安全问题需要新型安全的技术来解决，目前来讲，固态锂电池技术、锂浆料电池技术等技术可有望解决该问题。

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