新能源強配儲能：山重水復(fù)仍“無路”

題記：推行兩年多，新能源配置儲能正像一個循環(huán)往復(fù)的“死局”，身處其中，看不到來處，亦找不到去處。

新能源配置儲能正有愈演愈烈之勢，從配置比例到時長，從集中式到分布式，各地在“不上儲能就不能發(fā)展新能源”這條思維慣性上一路狂奔，然而不斷上漲的成本以及無法體現(xiàn)的商業(yè)價值，卻讓這種方式在行業(yè)中備受質(zhì)疑。

投資商質(zhì)疑的核心點來自于，付出高昂成本配置的儲能卻無法體現(xiàn)其所謂的調(diào)峰價值。這一問題的核心在于，已經(jīng)投運的新能源發(fā)電側(cè)儲能大部分淪為“并網(wǎng)路條”。根據(jù)中電聯(lián)調(diào)研數(shù)據(jù)，新能源配儲能利用系數(shù)僅為6.1%。

從示范到普廣，新能源配置儲能轟轟烈烈推進了近兩年，支持儲能運行的市場電價機制遲遲未出臺，但各地的配套比例卻有大幅攀升的跡象，某地甚至提出了100%配套儲能的方案。而與此同時，儲能成本不降反升，也在大幅拉高新能源的投資成本。

調(diào)峰：誰之責(zé)?

新能源裝機的快速提高，放大了風(fēng)光發(fā)電的波動性。在傳統(tǒng)能源可控可調(diào)可穩(wěn)定的映襯下，于電網(wǎng)企業(yè)來說，新能源毫無疑問的成為了眾矢之的。如果想要達到電網(wǎng)的要求，必須有調(diào)峰電源來匹配新能源的發(fā)展。

在可以用作調(diào)峰的電源形式中，火電靈活性改造正在被多個省份提上日程，抽水蓄能制定了大規(guī)模的發(fā)展計劃也在快速上馬，但在大部分省份，電化學(xué)儲能依然是發(fā)展新能源的必選項。這其中必然延伸出一個問題，即誰來解決由此帶來的發(fā)電波動性問題，其中的關(guān)鍵在于成本與責(zé)任，即配置儲能的成本以及責(zé)任該由誰來承擔(dān)，但不同站位上，企業(yè)各有說辭。

新能源投資企業(yè)認為，根據(jù)《電力法》規(guī)定，電網(wǎng)調(diào)度本身就是電網(wǎng)企業(yè)分內(nèi)的事情；而根據(jù)《可再生能源法》，電網(wǎng)必須解決新能源消納問題，電網(wǎng)公司通過讓各地發(fā)改部門出文要求發(fā)電側(cè)強配儲能，或者以“路條”方式倒逼發(fā)電側(cè)自己出承諾（自愿建）的方式將責(zé)任轉(zhuǎn)嫁給新能源發(fā)電側(cè)，這是不合理的。

在此前光伏們采訪中，某西北省份的投資企業(yè)提出了這一問題的關(guān)鍵所在，“配儲能解決了波動性對電網(wǎng)的影響，但是所有成本由投資企業(yè)承擔(dān)，資產(chǎn)歸屬權(quán)及由此帶來的調(diào)度便捷性卻是由電網(wǎng)公司享受，受益方是誰一目了然”。

但對于電網(wǎng)企業(yè)來說，導(dǎo)致電網(wǎng)波動性增大，且愈發(fā)不可控的根源來自于風(fēng)電、光伏裝機比例的提高，本著“誰帶來的問題誰解決”的原則，新能源發(fā)電側(cè)需要承擔(dān)相應(yīng)的成本與代價來解決由此帶來的發(fā)電波動性問題。

歸根結(jié)底，缺乏商業(yè)價值支撐的新能源配置儲能，只是表面上的繁榮愿景，沒有商業(yè)邏輯的支撐，誰都不愿買單。

算不過來的經(jīng)濟賬

隨著新能源配置儲能的推進，行業(yè)發(fā)現(xiàn)，配置在場站側(cè)的儲能電站幾乎成為了“擺設(shè)”。光伏們在此前調(diào)研中發(fā)現(xiàn)，10%·2h的儲能配比，某東部省份調(diào)用頻率最高50%，這已經(jīng)遠高于行業(yè)平均水平，并且建立在該光儲電站規(guī)模較大的前提下。

更多的儲能電站調(diào)用頻率幾乎可以忽略不計，按照專業(yè)人士的解釋，“參與電網(wǎng)調(diào)度，一般需要滿足兩個方面要求，一是儲能電站的規(guī)模容量，二是設(shè)備參數(shù)以及響應(yīng)速度等，包括一次調(diào)頻、輔助服務(wù)跟蹤計劃出力、移峰填谷等，但主動權(quán)還在于電網(wǎng)”。

根據(jù)中電聯(lián)調(diào)研數(shù)據(jù)，電化學(xué)儲能項目實際運行效果較差，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%。比較而言，新能源配儲能利用系數(shù)最低，其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。

顯然，配置在新能源場站10-20%的儲能電站基本相當(dāng)于擺設(shè)，大部分僅是作為新能源項目開發(fā)“路條”存在。相比之下，獨立儲能由于其規(guī)模優(yōu)勢、便于調(diào)度等特點開始受到青睞，各地也在紛紛啟動示范項目。

然而，獨立儲能模式的推進亦不樂觀。根據(jù)儲能與電力市場跟蹤，上半年已有實質(zhì)性進展的獨立式儲能項目大多來自已經(jīng)啟動年度儲能示范項目申報的地區(qū)，例如山東、湖北、山西、寧夏、浙江、河北、湖南等地。從這些進展較快的省份來看，獨立儲能的經(jīng)濟賬依然岌岌可危。

根據(jù)儲能與電力市場《2022上半年的獨立儲能市場：繁榮背后的隱憂》一文測算，以山東為例，2021年示范項目時期，獨立儲能電站調(diào)峰補償0.2元/kWh，保證調(diào)用時長1000小時/年，全年可獲得補償2000萬元。

山東平均兩小時最高電價約0.7元/kWh左右，平均最低電價是約0.1元/kWh左右，在考慮儲能充電時需要承擔(dān)的容量電價(0.0991元/kWh)，以及現(xiàn)貨交易規(guī)則下的一些附加成本（約0.02元/kWh）,一個2小時的儲能電站實際可獲得的充放電電價差約為0.5元/kWh左右。以85%的循環(huán)效率，全年運行330天，每天一次充放電循環(huán)計算，全年可獲得的現(xiàn)貨市場收益約為2480萬元?？紤]到儲能運營等因素，全年現(xiàn)貨市場價差收益約為2000萬左右。

對比之下，100MW/200MWh的獨立儲能電站，投資總額接近4億元。根據(jù)某投資企業(yè)山東獨立儲能示范項目的運營經(jīng)驗，為保證項目不虧損，該電站全年需要取得的收益水平為6000萬元以上。

如何看待儲能？

新能源配套儲能從試點到全面鋪開，已經(jīng)推進了兩年多的時間，但站在不同的角度，儲能之于新能源發(fā)的價值仍然觀點不一。除了經(jīng)濟賬上的入不敷出，更多的焦點聚集在新能源配套儲能本身價值的討論上。

“新能源配套儲能完全是一種社會資源浪費，從集團層面來看，我們不會主動大規(guī)模推進電化學(xué)儲能的應(yīng)用”，一位央企相關(guān)負責(zé)人明確表示，在他看來，儲能與抽水蓄能的定位尚不明確，一方面，從動機來看，各地政府強推新能源配儲能也意味著這一模式尚無明確的盈利方案，“否則不需要強行要求”；另一方面，從電力運行本質(zhì)來看，新能源發(fā)電側(cè)配置儲能尤為雞肋，無論是調(diào)峰還是消納來說，效果并不明顯。

另一方面，從國有企業(yè)來看，是否大規(guī)模啟動儲能投資還在于集團內(nèi)部發(fā)電資產(chǎn)的配置。其中，某擁有火電資產(chǎn)的投資企業(yè)認為，作為調(diào)峰電源來說，火電仍是最優(yōu)解，相比之下，無論是抽水蓄能還是電化學(xué)儲能都略顯雞肋；而一部分沒有火電或者水電資產(chǎn)的投資企業(yè)來說，對于電化學(xué)儲能與抽蓄的投資動力更為充足。無論是出于發(fā)電側(cè)要具備調(diào)峰能力的政策背景還是將其作為新能源開發(fā)“路條”因素的考慮，這些投資企業(yè)都在積極的布局電化學(xué)儲能。

不過，令行業(yè)無奈的是，對于需要提高新能源裝機目標的投資企業(yè)來說，這是“強制”要求，并沒有plan B可選。

對于新能源配套儲能的市場價值，奇點能源在《莫讓儲能成為“新路條”！深度分析中電聯(lián)報告揭示的儲能行業(yè)真相》一文中提出了幾點建議。

一是落實電力運行“兩個細則”中關(guān)于新能源的并網(wǎng)運行要求，包括對新能源功率預(yù)測、波動控制、調(diào)節(jié)能力等。“兩個細則”考核從電力系統(tǒng)整體最優(yōu)出發(fā)，制定適應(yīng)新能源運行的各項規(guī)則，促使或者說“迫使”新能源自己決策通過最經(jīng)濟的手段滿足電網(wǎng)運行要求，配置一定比例的新型儲能來提升頻率、功率控制等能力，通過該方式能促進新能源配儲能的合理有效發(fā)展，也降低新能源發(fā)展的成本。

二是繼續(xù)健全現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場?，F(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場反映的是電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力的稀缺性，健全現(xiàn)貨市場和輔助服務(wù)市場，對配置的儲能形成了一定的成本回收機制（需要指出的是，由于儲能成本過高，該方式當(dāng)前也僅能部分回收儲能的成本），能一定程度提高新能源配置儲能的主動性。

事實上，兩個細則考核與現(xiàn)貨市場給新能源上網(wǎng)電價帶來的影響正在行業(yè)中迅速延伸。光伏們在此前《光伏電價不足0.2元/度，投資考核被判“死刑”：山西電力現(xiàn)貨交易一周年考》一文中進行了詳細闡述，在現(xiàn)貨交易以及兩個細則考核等多重因素影響下，山西有補貼光伏電站上網(wǎng)電價尚不足0.2元/度。

“如果想要從根本層面破局，技術(shù)手段仍然是關(guān)鍵，比如通過配置高比例的儲能，讓光伏發(fā)電曲線進一步與負荷相匹配”，一位山西投資企業(yè)相關(guān)負責(zé)人也坦言，問題在于以目前峰谷電價差尚不足以支撐儲能投資。即使省間交易，光伏發(fā)電一樣面臨與負荷不匹配的問題，光伏發(fā)電的波動性會使外送通道在夜間面臨空運的情況”。在這種情況下，能否體現(xiàn)出儲能的市場價值，還有待政策的進一步引導(dǎo)。

很顯然，新能源配置儲能，無論是從技術(shù)上還是市場規(guī)則上，仍舊沒有能夠支撐項目持續(xù)運營的模式出現(xiàn)?？梢悦鞔_的是，新能源強配儲能，雖然使得儲能設(shè)備出貨快速提高，然而看不到發(fā)展邏輯的“繁榮”，在僅僅被視為并網(wǎng)的“路條”的前提下，這種模式注定是無法持續(xù)發(fā)展的，這亦不是一種合理的發(fā)展之路。