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近年來，我國可再生能源發(fā)展迅猛。截至2019年底，全國可再生能源發(fā)電裝機達7.94億千瓦，年發(fā)電量達2.04萬億千瓦時。這兩項指標近五年的平均增速分別為13.1%和11.2%。

據(jù)統(tǒng)計，2019年全國新能源棄電量約515億千瓦時，相當于舍棄了超過1/2個三峽電站的發(fā)電量。新能源的快速增長，必將帶來消納問題的進一步惡化。為應對可再生能源棄風棄光問題，各省市紛紛出臺了可再生能源配儲能的政策舉措，但該政策一直存在很大爭議。

可再生能源到底要不要配儲能？

既然可再生能源配儲能政策落地成效并不理想，那到底還要不要配儲能？動力何在？因為儲能有價值，其最大的發(fā)展動力是可再生能源發(fā)展打破了原有的能源利用方式，即能源革命。能源革命的發(fā)生使得可再生能源從補充能源變?yōu)橹黧w能源。

然而，如中科院熱物理所副所長陳海生所說，可再生能源具有兩個根本特征：（1）能量密度低；（2）具有間歇性、不穩(wěn)定性、不可控。前者的解決方案即將其轉換成能量密度高的能量載體，最常見的轉換為電；后者可通過電力電子技術、風火打捆、需求響應等多種補救措施，但不能從根本上解決問題。

中國可再生能源學會儲能專委會副主任李建林指出，由于資源稟賦和負荷不均衡，給電網送電帶來壓力，加上可再生能源的時空不匹配，因此亟需靈活可調節(jié)的電源。

常規(guī)火電雖然作為靈活電源可以調峰，但高峰負荷周期較短，導致火電利用率不足，根據(jù)計算火電利用小時數(shù)至少達到3200小時，才具備經濟性。同時，火電具有爬坡不足的缺點，但儲能調節(jié)很快。而風火打捆只能在一定容量上滿足需求，而且隨著可再生能源裝機比例越來越高，火電裝機相對變少，風火打捆不是長久之計。

杜祥琬院士曾表示，如果全國各地全部裝上光伏，那么將有50%的電不用輸送，以分布式能源方式利用。如德國每年的輸電量都在下降，主要是因為其屋頂光伏裝機規(guī)模很大。這意味著，未來的能源利用將變?yōu)榧惺胶头植际较嘟Y合模式。因此，儲能就成為了最佳解決方案。

當前階段可再生能源配儲能經濟性及效果如何？

從經濟的角度講，以目前的成本核算，可再生能源配儲能并非是最佳手段。新能源配儲能無疑增加了額外投資成本。公開資料顯示，目前儲能EPC中標單價比今年年初下降了23%。盡管如此，但按光伏項目裝機規(guī)模20%、儲能時間2小時計算，配套儲能將導致企業(yè)初始投資成本提高8%-10%；對風電項目來講，初始投資成本提高比例在15%-20%之間。

實際上，我國的棄風棄光大多屬于“經濟棄風棄光”，且主要集中在西北地區(qū)。

根據(jù)國家能源局數(shù)據(jù)，2019年中國棄風、棄光率實現(xiàn)雙降，平均棄風率4%、棄光率2%。然而，新疆、甘肅、內蒙古三省區(qū)棄風率仍超5%，占全國棄風電量的81%。西北地區(qū)棄光電量占全國的87%。西藏、新疆、甘肅三省棄光率分別為24.1%、7.4%、4.0%，均大幅超過全國平均棄光率。因此，即使某些時段由于網絡阻塞或者系統(tǒng)安全原因需要棄風棄光，也是極個別的情況。

從解決棄風棄光的效果角度講，儲能卻未必能發(fā)揮很大作用。表面上新能源配儲能是為了解決棄風棄光問題，但實際上配置10%-20%的儲能真的可以解決棄風棄光問題嗎？從實際運行效果來看，風電配儲能也未必能很好解決棄風問題。

首先，小時級的電化學儲能應對棄風的作用十分有限。其次在大風季或連續(xù)大風日，電化學儲能在風電大出力之前幾個小時已快速充滿，對之后的棄電無能為力，且充進去的電在連續(xù)大風日期間沒有機會放出，這就導致儲能電站充放電次數(shù)大為降低。

強配儲能將導致什么樣的結果？

強配儲能將首先給新能源企業(yè)帶來成本壓力。配儲能增加的額外成本使光伏、風電開發(fā)商陷入進退兩難的境地。盡管電化學儲能成本已經逐年下降，但目前仍高達0.6-0.8元/kWh，遠高于抽水蓄能電站0.21-0.25元/kWh的度電成本。

以近期安徽完成并網的華潤電力濉溪孫疃風儲一體化項目為例，該風電場規(guī)劃裝機總容量為50MW，配套建設10MW/10MWh儲能系統(tǒng)，許繼電氣以單價2.154元/Wh的價格中標儲能系統(tǒng)PC工程。如果按照儲能建設費用200萬元/MWh來計算的話，相當于單個風電項目單位千瓦投資增加400元左右。據(jù)領航智庫測算，以2019年核準的四類資源區(qū)項目為例，工程造價每增加400元/千瓦，項目內部收益率（稅后）將下降0.8%。這一經濟測算結果對風電開發(fā)商而言是一項巨大的考驗。

短期內該政策對儲能有一定推動作用，但同時儲能市場將出現(xiàn)劣幣驅逐良幣現(xiàn)象。新能源配儲能是合理的，但強配并不合理。對于處于低谷的儲能行業(yè)而言，可能是一個積極信號，短期內儲能企業(yè)的訂單將增加，對儲能行業(yè)發(fā)展有一定的推動作用，但強配固定比例的儲能并非是最優(yōu)配置。

如有的省要求配10%、20%不等，為了享受優(yōu)先并網，很多項目配套了儲能，但對配儲能后的質量卻無硬性要求，倒逼發(fā)電企業(yè)為了配足儲能容量，可能購買劣質低價的儲能產品，從而導致儲能行業(yè)出現(xiàn)劣幣驅逐良幣現(xiàn)象。

政策難以落地的癥結到底在哪？

既然從經濟性和效果來看并非最優(yōu)，那我們有必要弄清楚導致棄風棄光的根本原因是什么？業(yè)內專家?guī)缀跻恢抡J為棄風棄光問題的主要原因是當前電力市場體制機制沒有理順，沒有按照效率原則來分配電力生產和消費權。國外的情況同樣可以佐證該結論，歐洲、北美和中國的電力系統(tǒng)從規(guī)模上、技術能力上均在一個量級上，然而，歐洲和北美電網內非水可再生能源占全部電力消費的比例均高于我國。他們早已解決了棄風棄光問題，其完善的市場機制是兩者間最主要的差異。很明顯，儲能解決不了市場機制問題。儲能的商業(yè)應用反而依賴市場機制問題的解決。

沒有盈利空間才是發(fā)電企業(yè)不愿配建儲能的根本原因。事實上，儲能是有效益的，只是沒法計算。沒有合理的投資回報邏輯，可再生能源配儲能就無法順利推行。主要體現(xiàn)在以下幾個方面：

1.可再生能源配置儲能可以多發(fā)電，但并沒有給予儲能合理的回報（即可再生配置儲能的成本，通過可再生增發(fā)的電量抵消了一部分儲能成本，相當于補償給了可再生能源）；

2.電網側配置儲能可以削峰填谷，減少電網投資建設成本，但如何計算儲能的貢獻也沒有說法。如電網每年尖峰時刻只有幾十個小時或幾百個小時，負荷率若為55%，用戶低負荷運行會出現(xiàn)問題，通過儲能調峰來緩解，但也沒有給予儲能合理回報；

3.用戶側儲能，只有在峰谷價差達到0.7元/千瓦時以上才有可能盈利，但目前除北京、上海、江蘇、廣東、浙江、海南外，其他省份峰谷價差都達不到該水平。

如何突破？

儲能的發(fā)展離不開市場，更離不開政策。為了能向前邁進一步，儲能既要從現(xiàn)有體制機制約束條件下，通過商業(yè)模式創(chuàng)新、技術進步等手段，做到夾縫中求生存，又要等待儲能價格機制、建立和完善儲能標準、加快推進電力現(xiàn)貨等政策出臺，賦予其更多價值回報機制，尋求更大的突破。

一、現(xiàn)有體制機制下的解決方案

開展“儲能+增值服務”等創(chuàng)新模式。中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應用分會秘書長劉勇認為，商業(yè)模式的創(chuàng)新是建立在解決供需匹配基礎上的，而商業(yè)模式的核心在于建立客戶的優(yōu)質體驗感上。因此，商業(yè)模式的創(chuàng)新出發(fā)點應基于優(yōu)化用戶體驗上，譬如當前在“光儲充”基礎上，做增值服務。

以深圳一家民營企業(yè)為例，其與公交公司合作開展“光儲充”項目，利用公交站的場地資源配置了幾十臺充電樁，主要服務對象為出租車和網約車，具備了相對穩(wěn)定的運營頻次和負荷需求，并通過深圳相對較高的峰谷價差獲益。

在此基礎上，增加了吃飯、健身、唱歌、跳舞等配套的娛樂設施，且價格極低，如充電期間健身僅需1元錢，通過這些增值服務吸引了眾多出租車和網約車司機，從而保證了充電樁每天的充放電次數(shù)，據(jù)悉該模式完全具備盈利性。此外，據(jù)調研特斯拉正在謀劃在上海臨港工業(yè)園區(qū)做光儲充項目，其可能疊加碳交易、無人駕駛、需求響應等增值服務，可能使其應用具備更大的盈利空間。

探索“共享儲能模式”的復制改良推廣。采用共享儲能模式，可以有幾種收益來源：基本的租賃使用費，還可以通過提供需求響應、調頻、調峰費用、電動汽車充電、黑啟動等服務獲取相應收益。目前，共享儲能模式在青海已有所應用。但共享儲能的應用有兩個前提條件：一是有儲能需求；二是有價格機制。

長期看突破點主要在可再生能源技術和儲能技術的進步。發(fā)電企業(yè)自身要發(fā)展可再生能源，為了能順利并網送電，必須對其電的品質進行改良。這主要取決于風電、光伏自身的技術進步，如采取一些預測、無功補償?shù)仁侄?。當然僅靠此還不夠，儲能技術成本的快速下降也是解決當前問題的重要途徑。

儲能成本在過去10年間，每年平均下降10%-15%。隨著儲能技術的進步，成本逐步下降。儲能系統(tǒng)成本已經由最初的7-8元/Wh，降到后來的2元/Wh，再到現(xiàn)在的近1.5元/Wh；電池的循環(huán)壽命也不斷延長，從最開始的1500次，再到3400次，再到現(xiàn)在的6500次。整個系統(tǒng)成本下降，使得造價成本、度電成本同步下降。目前，鋰電池度電成本價格約為0.53元/KWh。當然這涉及到很多邊界條件，如充放電深度、壽命周期等。多數(shù)專家認為當其成本下降至約0.35元/KWh時將具備經濟性。屆時可再生配儲能也將更具可行性。

二、體制機制的突破

明確儲能在市場中的地位。中國南方電網電力調度控制中心主管王皓懷認為，按照電力系統(tǒng)的運行模式，首先應明確儲能的身份，是將儲能核定為發(fā)電，還是用電，抑或是輸電環(huán)節(jié)，目前尚無定論。這給核準帶來了難題，備案時找誰，后續(xù)無法計量，也就無法結算。未來，在電力市場化改革過程中，應從允許儲能系統(tǒng)運營商作為獨立市場主體提供多元化服務入手，使其能夠參與調峰、調頻、黑啟動等各類服務，使儲能在為發(fā)電企業(yè)、電力用戶提供服務的同時，還能夠獲得其他渠道收益，同時應秉持“誰受益、誰付費”的原則，將儲能的成本疏導至用戶端。

亟需完善儲能價格機制?？稍偕茉磁渲脙δ軕裱欢ǖ脑瓌t。由于各地新能源裝機規(guī)模、電源投資水平以及調峰資源缺口不盡相同，因此可再生能源配置儲能的合理比例，應該在充分對以上條件進行研究測算的前提下再給出數(shù)字。陳海生認為，配置儲能應遵循一定的原則：一是要有利有效，配置儲能是確有所需；二是有合理的價格機制。

建議根據(jù)可再生配置儲能后的效果來定電價，即電能質量作為考核標準在電價中應予以體現(xiàn)，而不僅僅體現(xiàn)在容量上。若能完全響應調度，電價就高；反之，則低。若能滿足調度指令給予其一定的獎勵，不滿足則給予相應懲罰。當前儲能的經濟性較差，主要是因為價格不明確。除了拉大峰谷價差外，儲能的價格機制可按照容量電價、電量電價、輔助服務電價予以制定，且以對電能質量的影響作為電價的評估標準。在出臺相應價格政策的同時，也要通過其實踐情況進行調整和修正。

制定和完善儲能標準。在規(guī)劃中，標準是支持儲能規(guī)?；l(fā)展的重要保障。如何構成整個并網的流程體系，身份確定了之后找誰，假設國家能源局審批，建設時找誰、并網時找誰，這些都需要明確。儲能的標準體系涉及產品標準、集裝箱標準、交付集裝箱運營標準、規(guī)劃設計標準、施工安裝標準、并網調度標準（系統(tǒng)并網接口標準等）、運維標準、消防標準、回收標準。

目前，制約儲能發(fā)展的致命因素除了成本外，就是安全。近期，出現(xiàn)了山西等部分省市儲能電站著火現(xiàn)象，甚至５Ｇ基站配儲能也出現(xiàn)了著火現(xiàn)象，這一安全隱患嚴重制約了儲能的發(fā)展。儲能雖然有安全標準，但只是常規(guī)的消防標準，并沒有出臺儲能本身的安全標準。因此，當前亟需建立儲能安全標準，如防火、消防安全、驗收標準等。其中防火系統(tǒng)標準包括預警準確率、時間等，消防標準主要包括預警、滅火設備等標準等。

盡快建立完善電力現(xiàn)貨市場。國外成熟的電力市場，新能源側的儲能超過50%的收益源于參與電力市場交易、輔助服務等獲得收入，新能源側的儲能發(fā)展條件優(yōu)渥。從國際經驗來看，英國電力市場比較成熟，獨立儲能電站既能參與政府的儲能采購計劃，還有峰谷價差等收益，有些電站的多重收益甚至能有十幾種。

事實上，儲能已經突圍了好多次，先從分布式能源，到后來的發(fā)電側。就今年的形勢而言，主要在發(fā)電側，但最終還是要靠電力現(xiàn)貨市場取得突圍。如英國去年調頻市場放開后，儲能裝機增長了400%?，F(xiàn)貨市場如果成熟，儲能的機會也將更多?，F(xiàn)貨市場會出現(xiàn)實時電價，當市場上需要10500KWh，但實際只能提供10000KWh時，儲能就有商機。火電調度的靈活性介于儲能和可再生能源之間。燃氣調峰雖然比較靈活，但氣價高且缺氣，因此燃氣調峰也不是最佳選擇。從另外一個角度來看，天然氣發(fā)電價格是煤電的6倍，100MW的燃氣電站的工作范圍是0-100MW，而儲能的調節(jié)范圍為-100-100MW。因此，在現(xiàn)貨市場中，儲能的優(yōu)勢將更加顯著。 

原標題：可再生配儲能癥結如何破局？