經(jīng)歷了2019年寒冬的儲能行業(yè)在2020年似乎沒有太受新冠疫情的影響。今年以來，各省主管部門支持風電場、光伏電站配置儲能的政策，各發(fā)電公司發(fā)布風電場和光伏電站配置儲能的消息不停地出現(xiàn)在各大公眾號上。美國同行給配置了電化學儲能設備的大型風電場和地面電站起名字叫“Hybrid resource”(后文簡稱Hybrid)。Hybrid對于中國儲能行業(yè)來說是熟悉得不能再熟悉的模式，最早可追溯到張北一期示范項目，十年彈指一揮間，今天Hybrid發(fā)展得如何?這種模式是否合理?還存在哪些問題?在政策和市場設計中還有哪些工作要做?儲能公司和從業(yè)人員該如何看待這一波行情?本文將對上述問題一一做出分析，希望能給關注儲能行業(yè)發(fā)展的同行一些啟發(fā)。

Hybrid的這一波熱度源于2019年5月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)的《關于建立健全可再生能源電力消納保障機制的通知》(發(fā)改能源〔2019〕807號)，而后各地陸續(xù)發(fā)文支持配備儲能的可再生能源項目。各地政策細節(jié)略有不同，配置比例從5%、10%到20%不等;放電時間不同，補償機制也有差異。隨著各地類似文件的發(fā)布，各種Hybrid項目的招標信息、開工信息頻頻出現(xiàn)。有媒體指出，截至到2020年上半年，此類項目已經(jīng)超過了去年安裝量的一半，考慮到疫情影響，這個數(shù)字可以算是非常好的成績了。

但也有媒體爆出，有的項目采購的是劣質(zhì)電池，因為風電和光伏開發(fā)商關心的不是儲能如何盈利，更多的是為了其項目能夠并網(wǎng)，而在國家相關部門未明確電池要求的情況下，儲能成了并網(wǎng)的“敲門磚”，甚至視其為“賠錢貨”，一時間讓關心儲能行業(yè)發(fā)展的人捏了一把汗，部分中標價格電池系統(tǒng)的安全性和穩(wěn)定性不那么讓人放心。

按照目前各地的結(jié)算辦法，在儲能收益甚微的情況下，發(fā)電企業(yè)視儲能為新增成本，并不重視所采購的儲能系統(tǒng)的質(zhì)量和運行水平，所以更愿意采購價格低的設備。筆者特地向風電、光伏行業(yè)同行請教為何在不能收回成本的情況下依然有這么多項目上馬，得到的回復是，今年還有一些風電項目能夠享受固定上網(wǎng)電價，為了這部分項目能夠并網(wǎng)，投資商能夠接受通過固定上網(wǎng)電價收回加裝儲能的成本，而明年平價上網(wǎng)將大面積鋪開，以目前的風機造價，難以兜住儲能成本。對于地面光伏電站來說，因為光伏組件成本下降的趨勢迅猛，能夠以一年的發(fā)電收益為代價，承擔對應的儲能成本，或者說以犧牲一部分光伏項目的利潤換取項目的并網(wǎng)機會。

1%背后的成本

電網(wǎng)公司為何希望可再生能源電站配置儲能呢?為的是實現(xiàn)可再生能源消納指標里“最后的百分點”。關于儲能與可再生能源消納的關系，國內(nèi)外已有諸多權(quán)威機構(gòu)給出研究結(jié)論，早在2010年，美國國家可再生能源實驗室(NREL)就發(fā)布了題為“The Role of Energy Storage with Renewable Electricity Generation(可再生電源中的儲能角色)”的報告。

上圖是報告最核心的結(jié)論，即可再生能源消納可以在發(fā)電端和用戶側(cè)兩邊一起進行，實現(xiàn)更高的可再生能源穿透率需要成本更高的消納手段，所以消納問題既是技術(shù)問題，更是經(jīng)濟問題。解決的辦法很多，如提高發(fā)電側(cè)機組的柔性、通過彈性電價機制調(diào)動用戶側(cè)的積極性、上馬新的負荷、通過修建線路擴大消納的范圍等等。NREL這個圖是示意圖，按照當時(10年前)各種技術(shù)的成本，儲能是最后的選擇。

同時，這張圖也說明：高比例的可再生能源是需要電化學儲能技術(shù)的。現(xiàn)在的問題是多高的穿透率需要大規(guī)模的儲能技術(shù)，目前距離這一時間點還有多遠。如果現(xiàn)行技術(shù)和政策儲備較為寬裕，那么就不應強制要求風電場和光伏電站配置儲能，至少不宜大面積鋪開。如果強制要求配套儲能，那么應該為Hybrid模式進行系統(tǒng)的政策設計，保證其有合理的盈利模式。

但從目前各地支持Hybrid模式的政策來看，補償措施或充放電定價偏低，不能保證收回儲能成本。比如，某地區(qū)以現(xiàn)有手段可以實現(xiàn)10%的非水可再生能源消納，但如果配額制要求完成11%，那么為了這多出來的1個點就得加裝儲能。這一現(xiàn)象與供電高峰的情況類似，各地每年夏季進入高溫、高濕天氣的時候，電力系統(tǒng)的最高負荷持續(xù)攀升，全年最大負荷95%以上的尖峰持續(xù)時間低于24小時，但為了這5%的尖峰負荷，電力系統(tǒng)需要投入的成本呈指數(shù)級增加，因為針對這5%負荷投入的設備利用率極低。因此，各地都出臺了尖峰電價，用于收回為這5%負荷投入的成本。而Hybrid電站里的儲能并沒有得到類似的待遇，比如《新疆電網(wǎng)發(fā)電側(cè)儲能管理暫行辦法》中規(guī)定“電儲能設施根據(jù)電力調(diào)度指令進入充電狀態(tài)的，對其充電電量進行補償，具體補償標準為0.55元/千瓦時”。在儲能被調(diào)用次數(shù)不明確，每次補償0.55元的模式下，儲能的收益應該不會高于用戶側(cè)用于峰谷差套利的模式。

可再生能源消納的“主菜”還是“配料”?

一直以來，儲能被冠以“可再生能源最后一公里”、“能源轉(zhuǎn)型的皇冠”等“頭銜”，實際上更多的是“未來的技術(shù)”。從2014年國家大力推廣電動汽車以來，電化學電池取得了很大進步，電池價格的下降速度非常快，那么，我們距離Hybrid模式大面積鋪開還有多遠?

今年美國伯克利國家實驗室和美國電科院EPRI在The Electricity Journal上聯(lián)合發(fā)布題為“Motivations and options for deploying Hybrid generator-plus-battery projects within the bulk power system”的報告。報告引用了美國能源信息署(EIA)的數(shù)據(jù)：美國目前已經(jīng)擁有和運營4.6GW的Hybrid電站，即將并網(wǎng)的在建項目還有14.7GW，申請并網(wǎng)(規(guī)劃)Hybrid項目的總裝機容量為69GW。為何美國Hybrid項目這么多?報告給出的原因是：如果電池充電75%來自光伏，儲能設備能夠享受30%ITC減稅抵扣;儲能和光伏等發(fā)電設備安裝在一起，可以共用線路、變電站、路條、并網(wǎng)等支出;調(diào)度和電力交易可視Hybrid為一個整體，這種模式可以直接通過美國現(xiàn)有的電力市場規(guī)則收回成本，且不需要對已有規(guī)則做太多調(diào)整;在美國很多州會給Hybrid電站容量電價，使其度電上網(wǎng)電價控制在10美分以內(nèi)(不同州的電價政策不同)。但同時也指出，Hybrid模式可能會影響選址，進而影響電站的靈活性。

如此看來，第一，在美國Hybrid非常受歡迎，美國同行很看好這種模式;第二，在30%退稅抵扣的情況下，Hybrid電站的度電電價能控制在10美分以內(nèi);第三，政策對于可再生能源和儲能發(fā)展的影響至關重要，但決策的依據(jù)是科學的分析，而我國學界圍繞Hybrid模式對整個電力系統(tǒng)的影響還缺乏針對性的研究。

中國最近幾年，尤其是2018年國家能源局發(fā)布《清潔能源消納行動計劃(2018-2020年)》之后，已經(jīng)提前一年完成了2020年的目標，即將風電和光伏的棄電率控制在5個百分點之內(nèi)。采用的手段都可以在這個行動計劃中找到，比如火電靈活性改造、電能替代、需求側(cè)響應、特高壓西電東送等等，和前文提到的消納手段與政策邏輯一致。2020年6月5日，國家能源局發(fā)布關于印發(fā)《2020年能源工作指導意見》(下稱《指導意見》)的通知，其中關于增強系統(tǒng)儲備調(diào)節(jié)能力的描述包括：積極推進抽水蓄能電站建設和煤電靈活性改造。加強需求側(cè)管理，充分挖掘用戶端調(diào)節(jié)潛力。完善電力系統(tǒng)調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務市場機制和煤電機組深度調(diào)峰補償機制，與上述行動計劃、NREL的報告也是一致的，說明上述技術(shù)手段可行有效，并且尚有進一步開發(fā)的空間，政策層面還會進一步支持上述技術(shù)手段，并沒有提及電化學儲能技術(shù)。《指導意見》中對儲能的描述是：加大儲能發(fā)展力度。研究實施促進儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展的政策，開展儲能示范項目征集與評選，積極探索儲能應用于可再生能源消納、電力輔助服務、分布式電力和微電網(wǎng)等技術(shù)模式和商業(yè)模式，建立健全儲能標準體系和信息化平臺。 從表述上看，政策決策者至少在今年對儲能沒有寄予過高的期望，定位依然以示范、探索為主。可再生能源消納的重任更多的還是落在其他成本更低的技術(shù)手段上，政策層面并沒有強調(diào)1%實現(xiàn)不了必須配儲能的情況。

對于已經(jīng)并網(wǎng)的項目和即將上馬的Hybrid電站來說，這是個潛在的風險，在難以收回成本的情況下，如果當?shù)氐钠渌{手段發(fā)展得好，Hybrid的作用不是那么明顯，那么儲能就會淪為發(fā)電企業(yè)的負擔。今年5月，國家電網(wǎng)發(fā)布了《國家電網(wǎng)經(jīng)營區(qū)2020年風電、光伏發(fā)電新增消納能力》，明確了其經(jīng)營區(qū)內(nèi)以省為單位，各省能接受的風電和光伏的新增安裝量，但沒有明確是以既有消納手段還是考慮了新增消納手段得出來的數(shù)據(jù)。

消納的問題是一個動態(tài)問題，如果出現(xiàn)最壞的情況，那么這波熱潮將和去年儲能沒有被納入輸配電價的結(jié)局類似，等待儲能行業(yè)的將是另外一盆冷水。

儲能與“獨立宣言”的距離

現(xiàn)在看來，可再生能源+儲能的模式仍有許多疑問，各地要求新增風光項目配套儲能，但并沒有統(tǒng)一或者明確提出相關要求;發(fā)電企業(yè)為了項目能夠并網(wǎng)，哪怕補償辦法不能收回成本，也要勉為其難地犧牲掉部分利潤加裝儲能，在這種情況下，質(zhì)量和服務非首要標準，價格低的產(chǎn)品反倒成了首選。因此，筆者呼吁：

國家能源主管部門盡快出臺Hybrid項目的標準。明確電池的配比、放電時長、運行規(guī)則等，避免出現(xiàn)劣幣驅(qū)逐良幣的現(xiàn)象。

明確目前的消納手段能否完成現(xiàn)在的消納任務，如果將Hybrid定位為示范探索，各地沒必要紛紛加裝。如果Hybrid項目不能實現(xiàn)盈利，在其他消納手段成功實施后，發(fā)現(xiàn)不需要儲能依然能很好地實現(xiàn)可再生能源消納目標，那么已投建項目將淪為新的“過剩產(chǎn)能”，這不利于儲能行業(yè)的長遠發(fā)展。如果現(xiàn)在多出來一兩個百分點的消納指標需要依靠儲能來實現(xiàn)，那么要給儲能一個合理的定價機制。以行政手段將儲能作為一個“包袱”甩給發(fā)電企業(yè)，這對發(fā)電和儲能來說都有失公平。

明確發(fā)展模式。從儲能參與可再生能源消納的技術(shù)角度來說，沒有必要把儲能安裝在風光電站之內(nèi)。這種模式的興起更多是由政策設計所引導起來的，它是未來新能源發(fā)展的終極模式還是只是“曇花一現(xiàn)”，目前尚難以確定。儲能用于可再生能源消納，是應該鼓勵Hybrid這種模式，還是獨立儲能電站參與輔助服務市場，抑或鼓勵用戶側(cè)安裝儲能?筆者認為，儲能裝在用戶側(cè)，在小部分棄電的時段用于消納而大多數(shù)時間從事其他本地或者電力交易方面的應用，或許更適合目前儲能用于消納的定位。

儲能相關政策的制定應更多站在行業(yè)發(fā)展的角度，而非圍繞可再生能源消納來為儲能打造發(fā)展路徑。一直以來，業(yè)界似乎已經(jīng)習慣于將儲能和可再生能源放在一起考慮，甚至有人認為儲能是可再生能源的附屬品，但實際上它可以實現(xiàn)的應用和價值遠不止于此。比如，我國電力供應的主要矛盾之一是電力總量富裕但短時尖峰負荷供應短缺，針對這個問題，用戶側(cè)儲能是比Hybrid更適合的解決方式。而消納更多的可再生能源也絕不是儲能的收益，儲能從事什么樣的價值的應用就應該按照相應的價值獲得經(jīng)濟收益。只有這樣，才有利于儲能實現(xiàn)多重收益，早日實現(xiàn)商業(yè)化。

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