新能源配置儲能的政策建議及商業模式分析

文 | 曹家軍

作者供職于中國神華能源股份有限公司

儲能產業的發展仍需要政策和市場機制的支持，又需要在商業模式的探索上做出創新。

在國家能源結構調整、電力系統穩定性要求增強、電力市場改革持續推進的背景下，儲能的市場地位和角色越發重要。儲能可連接能源生產、傳輸、消費多個環節，可以在電源側、電網側、用戶側配置運營，也可以獨立運營。在多重應用形態中，電源側儲能，尤其是新能源側配置儲能成為重要的應用場景。

8月27日，國家發改委、國家能源局發布“關于公開征求對《國家發展改革委 國家能源局關于開展“風光水火儲一體化”“源網荷儲一體化”的指導意見（征求意見稿）》意見的公告”。

兩個一體化為統籌不同能源品種，實現源、網、荷、儲的深度協同創造了條件，儲能也成為必不可缺的能源形態。

從近期內蒙古、青海等地的推進情況看，儲能已經是大型新能源項目的標準配置。從投資企業的角度出發，儲能產業的發展仍需要政策和市場機制的支持，又需要在商業模式的探索上做出創新。

新能源配儲能存在諸多政策短板，建議加強頂層設計

自2017 年10 月，五部委聯合發布《關于促進我國儲能技術與產業發展的指導意見》以來，國家和地方各類儲能相關支持性政策密集出臺。根據國家能源局發布的《關于做好可再生能源發展“十四五”規劃編制有關事項》，儲能也有望納入國家和地方“十四五”規劃。

近年來，我國新能源發展有目共睹。截至2019年末，我國風電裝機2.1億千瓦，光伏裝機2.0億千瓦，非水可再生裝機占比達20.5%，發電量占比達8.6%。預計“十四五”非水可再生能源裝機將翻番，裝機總量超過8億千瓦，在“碳中和”的戰略目標下，每年風電、光伏發電裝機新增規模在100GW左右。

當前，新能源進入一個新的高速發展周期，同時也面臨新問題。一是新能源并網標準越來越嚴格，新的電力安全穩定導則及部分地區的新能源并網標準要求新能源場站提供虛擬慣量響應和一次調頻能力。二是甘肅等地區電力現貨交易試點過程中，出現新能源靈活性欠缺、現貨市場交易出清電價低等問題。三是在安徽等地區開展的新能源+儲能試點項目中，尚存在較多不確定因素，行業缺乏標準，儲能系統在安全、可靠、高效、成本等方面仍面臨挑戰。

不完全統計，全國至少有16個省區在新增平價風電、光伏項目核準中要求或建議增加配置儲能，儲能配置比例為5%～20%，容量時長為1～2h。

從風光儲協同發展角度看，儲能與風電、光伏的發展并不協調。一方面，儲能發展相對于風電和光伏有所滯后，沒有得到規模化的應用；另一方面，風光等新能源在發展過程中，均得到了價格、補貼等政策的大力支持，但儲能缺少政策支持。

目前，電力市場和價格機制無法反映儲能配套系統應用價值，有必要出臺過渡政策以支持可再生能源與儲能協同發展。

建議加強新能源配儲能的頂層設計，出臺相關扶持政策，并確保政策的持續性和穩定性；明確儲能系統身份，厘清儲能在風光儲商業模式中所扮演的價值創造角色；從行業準入看，應該明確儲能準入門檻，確保儲能高質量應用。同時，統一規劃新能源+儲能發展，使儲能項目能夠綜合考慮區域、裝機結構、電網情況和消納情況，健康可持續發展，避免資源無效配置。

參照我國綠證交易和可再生能源配額機制，研究儲能配額機制，提高“綠色電力”認定權重。新能源產業和全社會共同推進儲能應用，實現“新能源+儲能”綠色價值最大化。

明確行業標準，儲能不能“殺雞取卵”

我國從2010年開始制定電力儲能相關的標準，歸口管理單位是中電聯。截至目前，電儲能相關的國家和行業標準已達31項，其中已發布或報批27項；團體標準約47項，其中已發布或報批29項。其中，針對電化學儲能的國家標準有7項、行業標準有2項，目前均已發布。

截至目前，中關村儲能產業技術聯盟共發布四項電化學儲能團體標準T/CNESA1000-2019《電化學儲能系統評價規范》、T/CNESA1001-2019《電力儲能用直流動力連接器通用技術要求》、T/CNESA1002-2019《電化學儲能系統用電池管理系統技術規范》、T/CNESA1003-2020《電力儲能系統用電池連接電纜》。

此外，由于沒有全環節嚴格執行標準、嚴格監管，造成供應商有機會鉆空子，這是低價惡性競爭的根源所在。在現階段電池及其應用技術水平條件下，低價帶來的直接惡果就是質量和安全難以保障。

目前，國內儲能研發生產制造企業多達數百家，技術和水平參差不齊，相當多企業沒有掌握真正的核心技術，自身只從事簡單的系統集成，電芯及控制系統均為外購，給儲能質量和安全埋下了隱患，且引發了市場惡性競爭，以致于項目招標價“沒有最低，只有更低”。

儲能電池作為高能量密度體，一旦出現安全事件，影響將極為惡劣。在國外，電網側、發電側、用戶側儲能均出現過不同程度的火災事故，尤其是2017-2019年間，韓國接連發生二十余起儲能電站火災事故，給行業留下慘痛教訓。

中國企業應借鑒國外的經驗和教訓，將儲能產品的質量可靠性作為重要標準，確保儲能安全，包括本體安全、性能安全、技術安全，尤其要避免因為低價競爭帶來的安全隱患。在風光儲發展初期過度追求低價，無異于“殺雞取卵”。

創新商業模式，提高儲能投資經濟性

當前，風電、光伏行業將全面迎來平價上網，項目經濟收益對成本愈加敏感，新能源配套儲能是否還有經濟性，是產業鏈各方仔細分析研究的問題。

部分儲能項目顯示，僅僅依靠減少棄風、棄光電量收益還很難支撐行業發展，簡單捆綁新能源并不能真正體現儲能價值。目前，競價、平價光伏項目配置儲能，經濟性不足。

以山東省為例，2020年山東申報競價光伏項目共976MW，國網山東電力公司要求儲能配置規模按項目裝機規模20%，儲能時間2小時。據測算，100MW競價光伏電站將配置40MWh，以當前儲能系統1.5元/Wh（不含施工）的價格計算，光伏度電成本增加近0.09元。

有行業研究測算顯示，按照山東0.3949元/千瓦時的燃煤標桿電價測算，平價光伏電站按照20%配比投資儲能電站，工程造價將增加0.68元/W，增加15%以上。在不考慮儲能參與調峰補償等商業模式前提下，項目內部收益率也將低于8%。

建議各地采取穩妥的態度來對待儲能，并開展新能源配儲能示范研究工作。在發電側，優先考慮在棄電嚴重的地區布局可再生能源加儲能項目，同時在輔助服務機制完善且輔助服務資源緊缺的區域布局儲能項目。

建議各方應合理確定儲能配比，啟動風光互補模式下的儲能最優配比研究；創新風光儲的商業模式。

從現有的商業模式看，新能源配儲能項目價值創造的路徑包括，參與調峰、調頻獲得輔助服務補償，減少棄風棄光電量增加電費收入，參與電力市場交易獲得電價收益，削峰填谷獲得峰谷價差。

可以預見隨著電力體制改革的深入推進，新能源配儲能商業模式空間正在打開。 如“風光、儲能、充電樁”三位一體項目具有較好盈利性。其特點在于一是用足、用全現有政策，使風光儲充能夠互相彌補短處、發揮長處；二是一儲多用，充分發揮儲能的價值。

此外，共享儲能的模式也日漸受到關注。2019年4月，國網青海魯能海西州多能互補集成優化示范工程儲能電站進行了共享儲能交易試運營，拉開了共享儲能模式應用的序幕。

青海共享儲能成功的三條經驗可以借鑒。一是平臺基礎，交易平臺用到了區塊鏈、大數據等平臺技術。二是政策和監管，青海共享儲能突破了政策和監管的限制。三是有互聯網思維，這是最重要的經驗。價值互聯網在青海共享儲能項目中得到了充分體現，解決了價值的產生、傳遞、分配和兌現。

近期，上海電氣、國網綜合能源等均在探索既可用于新能源配套，又可參與輔助服務，還可參與用戶側調峰的共享儲能電站商業模式，希望通過一儲多用，對儲能成本實現有效疏導。