“雙碳”目標(biāo)下，新能源行業(yè)無疑迎來前所未有的景氣周期。

　　然而，風(fēng)電、光伏作為主力的發(fā)電能源，因為本身天然隨機性、間歇性和波動性特征，隨著其裝機量的快速增長，其帶來的新能源消納問題愈加突出。

　　在此前提下，“新能源+儲能”的模式開始在全球范圍內(nèi)得到有效推廣，成為了解決新能源在大幅裝機下消納難題的一把鑰匙。

　　目前，全國已有近30個省份出臺了“十四五”新型儲能規(guī)劃或新能源配置儲能文件，大力發(fā)展“新能源+儲能”。

　　然而，從實際應(yīng)用效果來看，至少在新能源發(fā)電側(cè)環(huán)節(jié)，“新能源+儲能”的應(yīng)用效果并不理想。

　　兩周前，在光伏行業(yè)協(xié)會召開的2023年光伏形勢與展望座談會上，與會專家們就一組數(shù)據(jù)展開探討：電化學(xué)儲能項目平均等效利用系數(shù)為12.2%，而新能源配儲的等效利用系數(shù)僅為6.1%。

　　有行業(yè)人士指出，6.1%這一低水平數(shù)字背后，反映出新能源側(cè)儲能并沒有如預(yù)期的那樣擔(dān)負(fù)起其本應(yīng)完成的風(fēng)、光消納任務(wù)。不僅如此，還成了新能源發(fā)電企業(yè)的經(jīng)濟負(fù)擔(dān)。

　　也正因為如此，新能源產(chǎn)業(yè)界有關(guān)取消風(fēng)、光電站側(cè)強制配儲的政策呼聲不時響起。

　　“光伏發(fā)電站不應(yīng)強制配套儲能，平衡電力余缺應(yīng)由電網(wǎng)進行優(yōu)化，由個人或單個電站來平衡并不科學(xué)。”3月1日，全國人大代表、全國工商聯(lián)副主席、通威集團董事局主席劉漢元在接受包括21世紀(jì)經(jīng)濟報道記者在內(nèi)的媒體采訪時表示，再次呼吁各地方不應(yīng)強制電站側(cè)企業(yè)配儲。

　　綜合多位行業(yè)界、專家人士意見來看，電站側(cè)儲能不但未能產(chǎn)生較好的經(jīng)濟效益，反而加重企業(yè)負(fù)擔(dān)背后，原因包含政策等多方面因素，但最根本原因在于：現(xiàn)有條件下，其本身未能找到成熟的商業(yè)模式。

　　樂駕能源CEO潘多昭向21世紀(jì)經(jīng)濟報道記者表示，地方規(guī)劃儲能建設(shè)的超前性、 成本擠壓下部分儲能項目的不合格率問題、現(xiàn)有電網(wǎng)調(diào)度機制下儲能應(yīng)用成本過高，等三方面問題共同導(dǎo)致了電站側(cè)儲能利用率的低下。

　　中國化學(xué)與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應(yīng)用分會秘書長劉勇則向記者進一步指出，新能源發(fā)電側(cè)配置儲能的商業(yè)模式如何跑通才是橫亙在行業(yè)發(fā)展路上的最大難題。“由于缺乏合理的調(diào)度機制和電價疏導(dǎo)機制，新能源強制配儲沒有經(jīng)濟性”——這一觀點似乎已成為行業(yè)共識。

　　現(xiàn)實反差

　　記者查閱資料發(fā)現(xiàn)，6.1%——這一數(shù)字最早來自中國電力企業(yè)聯(lián)合會2022年11月14日披露的《新能源配儲能運行情況調(diào)研報告》(簡稱：“報告”)。

　　報告披露的更詳細(xì)數(shù)據(jù)顯示，中國電化學(xué)儲能項目的平均等效利用系數(shù)僅12.2%。其中新能源配儲能利用系數(shù)僅為6.1%,火電廠配儲能為15.3%，電網(wǎng)側(cè)儲能為14.8%，用戶儲能為28.3%，

　　對比發(fā)現(xiàn)，相比于電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)，電站側(cè)(新能源發(fā)電側(cè))配儲能利用系數(shù)最低。

　　該調(diào)研報告指出，新能源側(cè)儲能的運行策略最多做到棄電期間一天內(nèi)一充一放，整體調(diào)用情況較差。

　　這一結(jié)果是否證明了電站側(cè)儲能建設(shè)本身沒有意義?但是，答案并非如此：新能源電站側(cè)配儲無論對上市整個新能源的消納，還是保證電網(wǎng)安全穩(wěn)定都意義重大。

　　劉勇表示，新能源為發(fā)電側(cè)配儲有兩方面意義：“電網(wǎng)要保證自己的安全穩(wěn)定運行，新能源電力要解決消納，必須要有靈活性的資源做支撐。靈活性資源包括：電網(wǎng)靈活性改造和電站環(huán)節(jié)的配儲。

　　對于電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行而言，由于新能源電源的不穩(wěn)定性，不加儲能的光伏并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)將對線路潮流、系統(tǒng)保護、電網(wǎng)經(jīng)濟運行、電能質(zhì)量和運行調(diào)度等方面產(chǎn)生諸多不利影響。

　　另外，從新能源消納能量備用角度，儲能系統(tǒng)可以在光伏發(fā)電不能正常運行的情況下起備用和過渡作用,如在夜間或者陰雨天,電池方陣不能發(fā)電時,儲能系統(tǒng)就起備用和過渡作用,其儲能容量的多少取決于負(fù)荷的需求。

　　不久前，國家電網(wǎng)有限公司副總工程師兼國網(wǎng)能源研究院有限公司執(zhí)行董事(院長)、黨委書記歐陽昌裕接受了媒體采訪，在評價新能源配儲的作用時同樣認(rèn)為：新能源配置儲對于促進新能源消納、助力新型電力系統(tǒng)建設(shè)起到三個方面作用：一是有利于在高溫、寒潮等極端天氣下保障電力穩(wěn)定供應(yīng);二是有利于加大電力系統(tǒng)安全裕度，解決新能源發(fā)電的無法提供有效轉(zhuǎn)動慣量、短路容量和調(diào)頻能力的問題;三是有利于提升新能源利用率，支撐高比例新能源高效利用。

　　也正因新能源配儲的巨大意義。在各地大規(guī)模推進光伏、風(fēng)電裝機規(guī)模增長時，近年來，新能源發(fā)電側(cè)“強制配儲”也在地方層面密集推動。2019年以來，全國已有近30個省份出臺了“十四五”新型儲能規(guī)劃或新能源配置儲能文件，其儲能政策要求儲能配置比例多在10%-20%之間。

　　從規(guī)模占比來說，電站側(cè)配儲在整個儲能市場格局中也舉足輕重。截至2021年底，全國儲能裝機規(guī)模達到4266萬千瓦，其中新型儲能裝機626.8萬千瓦，同比增長56.4%;新型儲能中90%為電化學(xué)儲能。截至2021年底，電源側(cè)、用戶側(cè)、電網(wǎng)側(cè)儲能裝機占比分別為49.7%、27.4%和22.9%，電源側(cè)儲能占比接近一半。

　　強配“雙輸”

　　既然新能源配儲意義重大，為何其2021年利用率僅有6.1%?又為何有眾多新能源企業(yè)呼吁取消光伏電站側(cè)強制配儲?

　　21世紀(jì)經(jīng)濟報道記者調(diào)查發(fā)現(xiàn)，其根本原因在于電站環(huán)節(jié)巨大難以回收的成本客觀上壓制了電站的收益率，一定程度程度上阻礙了新能源的裝機。

　　與通威集團董事長劉漢元觀點相類似，2022年，時任全國政協(xié)委員、金風(fēng)科技董事長武鋼同樣在其全國兩會的“雙碳”提案上指出：低水平的發(fā)電側(cè)儲能利用率令上游企業(yè)增加了“項目運行成本”，給企業(yè)電站建設(shè)帶來巨大成本。

　　通威集團董事長劉漢元在2021年全國兩會期間提交的一份關(guān)于“雙碳”議案內(nèi)容中提供的一組數(shù)據(jù)顯示，即便采用成本相對便宜的鋰電池方案，儲電成本依然達到了約0.44元/度，光伏發(fā)電的電價也差不多是0.38元/度，已經(jīng)和煤電成本持平。

　　劉漢元指出，相比大容量集中儲能，發(fā)電側(cè)小容量的儲能系統(tǒng)投資建設(shè)的成本較高、充放電效率較低，客觀上不合理地推高了可再生能源的建設(shè)成本與電力價格。

　　有業(yè)內(nèi)人士綜合分析指出，我國盡管不斷創(chuàng)造儲能成本市場化疏導(dǎo)的條件，但當(dāng)下仍主要由新能源承擔(dān)儲能發(fā)展帶來的成本。在新能源、儲能都未實現(xiàn)成本快速下降的情況下，要求新能源綁定儲能可能反向影響新能源的發(fā)展，帶來“雙輸”的局面。

　　問題出在哪里?儲能行業(yè)“耕耘多年”的樂駕能源CEO潘多昭總結(jié)認(rèn)為，有三個原因共同導(dǎo)致了6.1%——這一極低利用系數(shù)的出現(xiàn)以及新能源企業(yè)不愿在電站側(cè)配置儲能。

　　三個原因依次是：地方上，政策規(guī)劃具有超前性，有時太過超前;二是，原材料飆漲和入網(wǎng)電價擠壓下，一部分儲能項目可能存在的質(zhì)量安全性問題，由此導(dǎo)致電網(wǎng)不愿意調(diào)用。三是，新能源場站的儲能電力的調(diào)度的技術(shù)儲備相對不完善、結(jié)算機制不靈活、以及部分新能源儲能項目規(guī)劃建設(shè)上存在不合理現(xiàn)象帶來商業(yè)模式問題。”

　　先來看第一個問題。為應(yīng)對新能源大幅裝機率提升帶來的新能源電力消納及電網(wǎng)穩(wěn)定性降低等問題，地方政府積極推動電站企業(yè)“電站”+“儲能”建設(shè)模式，其儲能政策要求儲能配置比例多在10%-20%之間，有地方甚至要求配儲比例高達30%。

　　那么，如此前置的配儲比例是否有其實際意義?

　　科陸電子副總工劉佳璐告訴記者，配儲要分地區(qū)、分情況討論，比如西北、北方某些區(qū)域新能源新增裝機量大，相對應(yīng)的，儲能也需要更高配置比例。另外他認(rèn)為，即使眼下多鋪設(shè)的儲能看起來過于前置，隨著新能源裝機占比進一步提升，其最終也將派上用場。

　　“從我個人的觀點來說，還是需要按現(xiàn)有的比例來執(zhí)行下去的?，F(xiàn)在看的話，可能中國目前還沒有這么大的就是調(diào)度壓力。但未來，隨著新能源裝機量占比的提高，可能只要3~5年內(nèi)，電網(wǎng)調(diào)度壓力必然十分巨大，此時儲能配置必將派上用場。”劉佳璐表示。

　　至于部分儲能項目的質(zhì)量性問題，伴隨著近年來原材料成本上漲的巨大壓力下，問題較之以前更為突出。

　　一位不愿意具名的一位電網(wǎng)內(nèi)部人士向記者表示，目前，“光伏、儲能原材料價格飛漲，都在抬高電站運行成本，而后面的發(fā)電上網(wǎng)價格又被(電網(wǎng)側(cè))卡死，導(dǎo)致有些企業(yè)只得選擇性能較差儲能的產(chǎn)品，但這必然帶來安全隱患。電網(wǎng)也知道這一點，有些項目干脆不調(diào)用了。”

　　中電聯(lián)則在報告中同樣表示，在高成本壓力下，部分項目選擇了性能較差、投資成本較低的儲能產(chǎn)品，增加了安全隱患。

　　據(jù)統(tǒng)計，2022年1～8月，全國電化學(xué)儲能項目非計劃停機達到329次。這無疑表明，電化學(xué)儲能的安全標(biāo)準(zhǔn)、管理規(guī)范有待進一步提升。

　　最后也是最關(guān)鍵的問題——發(fā)電側(cè)配儲尚未走出成熟的商業(yè)模式。 商業(yè)模式考驗有以下幾點：一、中國現(xiàn)有電價體制下，平價上網(wǎng)時代，單獨依靠發(fā)電側(cè)本身的上網(wǎng)收益情況無法覆蓋電化學(xué)儲能成本。

　　潘多昭指出，目前鋰電儲能lcoe度電成本(平準(zhǔn)化度電成本)在0.6-0.7元/kWh(基于每年660次充放電，也就是每天兩充兩放，6%折現(xiàn)率)，而它新能源電站當(dāng)前上網(wǎng)電價約為0.3-0.4元/kWh水平，這意味著每天多調(diào)用一次鋰電儲能，都將給電站的度電成本帶來巨大提升。

　　此外，由于中國并未走德國那種完全需求側(cè)相應(yīng)電力定價的模式，售電側(cè)的整體波峰和波谷價差不大，無法覆蓋0.6元/度電的成本水平。這也導(dǎo)致企業(yè)并不愿意調(diào)用儲能。

　　二、一些依賴補貼儲能的項目，其商業(yè)模式也無法復(fù)制。劉勇指出，某地給予儲能示范項目一些政策的支撐，短期能保持儲能項目收益6%-8%，但各地政策多變，補貼的商業(yè)模式面臨隨時取消風(fēng)險，也無法復(fù)制。

　　中國電力企業(yè)聯(lián)合會也給出了舉例，“比如近期山東儲能的容量補償標(biāo)準(zhǔn)大幅下降，企業(yè)收益受到較大影響，不利于投資決策。”

　　三、新能源電站廠商不具備建設(shè)、運營儲能電站能力，建設(shè)和后期運營儲能電站這塊也一定程度增加了發(fā)電成本。

　　劉勇表示，目前的新能源側(cè)配套建設(shè)的多數(shù)儲能項目，其實質(zhì)乃是電網(wǎng)側(cè)儲能項目。按照各地配儲要求，新能源發(fā)電企業(yè)如今不單單要建設(shè)光伏、風(fēng)電電站，還要進行儲能的設(shè)計、施工、安裝、采購、運維。而儲能最重要的安全性問題也需要時刻注意。但很多電站本身并不具備這樣的技術(shù)支撐，因此新建儲能電站的成本可想而知。“電化學(xué)電芯數(shù)量龐大，儲能項目電池單體顆數(shù)的規(guī)模已經(jīng)達到萬級甚至幾十萬級，維護難度極大。”另有專業(yè)人士指出。

　　潘多昭最后總結(jié)，多重因素交織作用下，相比于部分區(qū)域用戶側(cè)儲能已經(jīng)具備成熟商業(yè)模式，發(fā)電儲能不具備商業(yè)化推廣條件。其還表示，樂駕能源原本也曾嘗試過電網(wǎng)側(cè)儲能項目開發(fā)運營，但后來在包括成本的各項壓力下馬，最后基本上放棄了這項業(yè)務(wù)。

　　共享儲能

　　諸多因素交織作用下，正當(dāng)新能源發(fā)電企業(yè)自建儲能遲遲無法實現(xiàn)成熟商業(yè)化，另一種“共享儲能”的模式應(yīng)運而生。

　　在2021年7月份，在國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)文明確“鼓勵探索建設(shè)共享儲能”后，山東、湖南、浙江、青海、河南、內(nèi)蒙古等20多個地方能源主管部門相繼出臺配套政策，把共享儲能作為開發(fā)建設(shè)儲能電站的重要方向。

　　共享儲能有哪些好處?主流觀點認(rèn)為，共享儲能新能源獨立配置儲能更容易形成規(guī)模優(yōu)勢，也緩解了新能源運營商的投資壓力。

　　劉勇認(rèn)為，共享儲能是一個政府、發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)都認(rèn)可和接受的一個商業(yè)模式，但尚需進一步的電價機制的支持。

　　劉勇介紹，共享儲能電站，意味著每家新能源電站企業(yè)不用，考慮儲能投資建設(shè)的問題，而是通過提供服務(wù)費給一家大型的儲能電站企業(yè)——這種租賃方式解決配儲的問題。其具備兩大優(yōu)點：第一風(fēng)光發(fā)電企業(yè)不用考慮儲能電站投資建設(shè)的問題，便于集中資源用于主業(yè);二是，當(dāng)下自建儲能電站成本過高，共享儲能可以通過均攤方式降低成本;最后，共享儲能模式也有利于公共資源的利用的最大化。

　　但共享儲能模式也難以解決商業(yè)模式方面的根本問題，該模式能否最終跑通也頗具爭議。

　　首要問題還是成本問題。“全產(chǎn)業(yè)鏈漲價給共享儲能項目建設(shè)帶來壓力，企業(yè)雖然備案了不少共享儲能項目，但鑒于上游產(chǎn)品價格高企，不少項目處于做完前期可研就停滯的狀態(tài)。”有業(yè)內(nèi)人士指出，共享儲能租賃成本較高也帶來出租率偏低，進一步造成投資成本的浪費。

　　潘多昭則表示，他對發(fā)電側(cè)共享儲能的前景表示看好，但當(dāng)下的市場機制下，共享儲能模式還暫時難以走通。

　　“共享儲能可以看做把眾多小新能源電站的電力資源匯聚到一起，但它本質(zhì)還是依附在光伏和風(fēng)電場站之下，電網(wǎng)調(diào)度之后，眾多小電站之間相互結(jié)算也成為問題，實際上，在最先的制度設(shè)計時，儲能電站并沒有一開始就被當(dāng)成可以共享資源來調(diào)配。”潘多昭表示。

　　也有人士指出，“另外，每個省的市場策略、收益計費方式不一樣，需要因地制宜設(shè)計不同方案，商業(yè)模式不能快速復(fù)制，無形中提升了共享儲能項目的建設(shè)成本。

　　劉勇則表示，共享儲能快速發(fā)展未來可能不單靠容量的租賃以及調(diào)峰收益，未來參與電力輔助市場也可能成為其收益重心，從長遠(yuǎn)來看，共享儲能或?qū)⒊蔀樾履茉窗l(fā)電側(cè)的主流。（21世紀(jì)經(jīng)濟報道 記者 彭碩）