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 去年3月，湖南28家企業(yè)承諾為新能源項目配套建設儲能，但時隔一年，兌現(xiàn)承諾者寥寥無幾。這一尷尬現(xiàn)象在引發(fā)輿論熱議的同時，也引出另一個業(yè)內關注的話題：新能源為什么要配套儲能？配儲后效果如何？建設的成本該由誰出？本報記者就此展開了調研。

（來源：中國能源報微信公眾號；ID：cnenergy；作者：盧奇秀）

“我們不愿意配儲能，生生拔走利潤。”

“如果不是強制并網(wǎng)要求，發(fā)電企業(yè)誰會愿意上儲能呢。”

“說白了在發(fā)電、電網(wǎng)和用戶里面，發(fā)電最弱勢，所以讓發(fā)電方承擔配儲成本。”

目前，多地在執(zhí)行過程中將配套儲能作為可再生能源并網(wǎng)或核準的前置條件，引發(fā)行業(yè)爭議?？稍偕茉磁浣▋δ芸梢栽跅夛L、棄光時削峰填谷，提升電力系統(tǒng)靈活性和可靠性，具有多重效益。但“多方都受益，卻都不愿買單”，是當下可再生能源配套儲能面臨的尷尬局面。

盲目上儲能 難達預期效果

截至目前，新疆、青海、湖北、湖南、內蒙古、山東、山西等地均出臺了新能源配建儲能的相關政策。多地要求可再生能源項目配置5%—20%、1—2小時的儲能項目。

配套儲能后將對新能源側有多大幫助？水電水利規(guī)劃設計總院新能源部主任趙太平直言，小時級的電化學儲能在應對風電消納問題時的作用十分有限。“以某棄風嚴重區(qū)域風電配套儲能站為例，配置額定功率10%、4小時的儲能，棄風率為20.6%，配置額定功率20%、4小時的儲能，棄風率仍達19.7%。”他解釋道，在大風季或連續(xù)大風日，額定功率、有限容量的電化學儲能在風電大出力的前幾個小時已快速充滿，對超過額定功率或電量充滿后的棄電無能為力，且充進去的電在連續(xù)大風日沒有機會向電網(wǎng)放電。同樣，集中式光伏消納問題不僅是日內能量轉移，更是季節(jié)性難題，用小時級電儲能效果并不理想。

然而，配建儲能卻實打實增加了企業(yè)投資壓力。陽光電源光儲事業(yè)部副總裁汪東林算了一筆賬：一座光伏電站配建裝機量20%、時長2小時的儲能項目，其初始投資將增加8%—10%；而風電場配建同樣容量的儲能項目，其初始投資成本將增加15%—20%。

“只規(guī)定配套功率，不考核最終效果，有可能不利于儲能產(chǎn)業(yè)的健康發(fā)展。” 中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟理事長陳海生坦言。在沒有具體的使用和質量考核辦法的情況下，儲能系統(tǒng)安裝之后使用的實際效果和收益難以保證。因此，部分企業(yè)很可能傾向于選擇性能較差、初始成本較低的儲能產(chǎn)品，使儲能僅僅作為可再生能源優(yōu)先并網(wǎng)的工具，不能達到促進風光消納的目的，從而偏離政策初衷。

配建儲能 “有效”也要“有利”

既然如此，為何多地急于發(fā)展儲能？業(yè)內人士坦言，“十四五”期間，新能源將在更多省份成為主力電源。屆時，電力系統(tǒng)調峰能力不足將不是個別省份、局部地區(qū)的問題，儲能將成為可再生能源發(fā)展的關鍵支撐技術。兩者協(xié)同發(fā)展是大勢所趨。

新能源發(fā)電具有波動性和間歇性，受氣象因素影響較大，增加了電力系統(tǒng)平衡壓力。在電力系統(tǒng)運行中合理應用大規(guī)模儲能技術，可以確保新能源發(fā)電、電網(wǎng)電壓、頻率與相位變化相匹配，進而降低新能源電力波動對電網(wǎng)產(chǎn)生的不利影響，而且也可加強風電和光伏發(fā)電并網(wǎng)的安全性及穩(wěn)定性，讓電網(wǎng)吸納更多的新能源。

“原來的電力市場結構中，用戶端是波動的，發(fā)電端是可控的，當用戶端波動的時候可以控制發(fā)電端實現(xiàn)動態(tài)平衡，但現(xiàn)在電力結構中用戶端更加不可控，電網(wǎng)端還增加了大量不穩(wěn)定、不可控的可再生能源接入。這樣用戶端和發(fā)電端兩邊都不可控了，怎么解決？誰來解決？這是整個電力系統(tǒng)的責任。”陳海生認為，新能源配套儲能是當前最具可行性的解決方案，并已經(jīng)成為行業(yè)公認的發(fā)展趨勢。

但是，在實際操作過程中如何配儲能，卻決定著儲能是否能發(fā)揮最大效用？在陳海生看來，“有效”和“有利”是可再生能源配儲能的首要原則。“有效”指的是通過儲能應能夠實現(xiàn)可再生能源的優(yōu)化利用，盡可能減少棄風棄光，保障電網(wǎng)安全運行，提高電能質量；“有利”指的是儲能要有經(jīng)濟性，通過配置儲能，使得發(fā)電、電網(wǎng)、用戶得到的收益最終高于儲能的成本投入。只有如此，可再生能源配儲能才具備大面積推廣的條件。

受益方買單 實現(xiàn)成本合理分攤

盡管各地出臺多項政策鼓勵配建儲能，但在實際推廣中，對“誰來買單”的問題各方爭執(zhí)不下。

“都站在自己立場上，不愿意出錢。發(fā)電企業(yè)依據(jù)《可再生能源法》，認為電網(wǎng)就應當盡發(fā)盡收；電網(wǎng)企業(yè)認為，自己就是一個過路通道，可再生能源上網(wǎng)會造成的波動，應該自己解決好再上網(wǎng)；用戶覺得自己買電一直是即插即用，憑什么要多加錢。”上述知情人士坦言，“如果投資成本不能引導出去，就沒人愿意投資。”

據(jù)記者多方獲悉，為破解這一難題，國家發(fā)改委相關部門已多次召開儲能成本分攤的會議，試圖讓發(fā)電、電網(wǎng)和用戶側按一定的比例，共同承擔儲能的建設成本。

去年全國兩會，全國政協(xié)常委、正泰集團董事長南存輝帶來了優(yōu)化電網(wǎng)側儲能成本疏導機制的相關提案。他指出，儲能尚處于早期開發(fā)階段，目前存在的一些規(guī)定在一定程度上抑制了儲能成本通過輸配電價進行疏導，影響了相關企業(yè)建設儲能電站的積極性，制約了儲能技術的擴散應用和產(chǎn)業(yè)持續(xù)發(fā)展。希望由國家相關部門牽頭，電網(wǎng)企業(yè)配合設計更為合理的電網(wǎng)側儲能商業(yè)模式，建立基于市場化的開放型輸配電價格機制，推動儲能成本分攤疏導。

成本分攤可行嗎？陳海生認為，安裝儲能對發(fā)電、電網(wǎng)和用戶均有利，但在現(xiàn)有的市場機制下，如果把儲能的成本僅僅強加在某單一市場主體身上，就會存在收益小于投入的情況。在電力現(xiàn)貨市場構建之前，多主體的分攤儲能成本機制或是一個有效方法。

業(yè)內流傳相關部門探討過3:5:2的分攤比例，即發(fā)電側、電網(wǎng)側、用戶側按此比例分擔儲能配套成本。知情人士向記者證實，相關部門對儲能成本分攤機制已經(jīng)探討很久，普遍認可“誰受益誰買單”的原則，如果達成共識將會對可再生能源和儲能行業(yè)產(chǎn)生顛覆性影響，但具體分攤方案仍未最終敲定，還有待進一步商榷。

捋順價格機制 凸顯儲能價值

成本分攤短時間難以落地，儲能產(chǎn)業(yè)該如何良性發(fā)展？

陳海生認為，可再生能源配建儲能最終應該通過電力市場建立“誰受益誰補償”的機制，靠市場來發(fā)展；中期靠合理的價格機制；近期需要加快示范項目建設和財稅政策的支持，給予儲能電站獨立身份。

“儲能干了多份工作，卻只拿了一份工資。”在陳海生看來，儲能具有多重價值，但收益卻很單一。他進一步表示，現(xiàn)在儲能發(fā)展最根本的問題是儲能價格機制問題，可再生能源配置儲能后，從不可控電源成為可控、可調度的電源，在價格上應該有所區(qū)分?？稍偕茉磁涮變δ芸商剿鞫嘀厥找妫热鐓⑴c調峰、調頻等輔助服務，獲得輔助服務補償；減少棄風、棄光電量，增加電費收入；減少電網(wǎng)考核費用；參與電力市場交易獲得電價收益等。

市場也在實踐中探索出了一些可行的商業(yè)模式。北京能高自動化技術股份有限公司總經(jīng)理金成日介紹，青海共享儲能方案對行業(yè)有借鑒意義，由第三方投資，在新能源匯集站、升壓站配建儲能讓周圍光伏場站共享共用，集中調度、集中管理、集中結算。“誰受益誰買單，反過來說更合適一些，如果誰買單誰受益了，儲能的春天才會真正到來。”

評論：配儲不是解決新能源消納的靈丹妙藥

去年以來，多地大力推動新能源配儲能。配建儲能成為新能源場站并網(wǎng)或優(yōu)先調度的前置條件。“新能源+儲能”大有成為標配之勢。

當前，各省面臨著可再生能源電力消納配額的壓力，積極提升可再生能源消納比例的初衷無可厚非。但是，對技術的采用需要采取審慎的態(tài)度，切忌病急亂投醫(yī)。配置儲能也并非解決新能源消納的靈丹妙藥。同時，更要提防在實際操作過程中“一配了之”，使儲能淪為新能源并網(wǎng)的工具和手段，而無法發(fā)揮其應有的價值。

首先，從系統(tǒng)層面講，電化學儲能的確有新能源“穩(wěn)定器”的作用，能夠平抑波動，有助于提高新能源的消納能力。但這不意味著，儲能是解決新能源并網(wǎng)消納問題的必要條件和最優(yōu)選項。

業(yè)內有個形象說法，當前，小時級的儲能配置猶如“水庫邊上掛水桶”，雖然成本投入巨大，但對于解決新能源消納而言收效卻甚微，投入產(chǎn)出比較低。

儲能作為技術手段，固然有助于解決棄風棄光等新能源消納問題，但是技術手段不能解決所有困擾。當前面臨的新能源消納難題，更是深層次的市場機制問題所致。儲能解決不了市場機制問題，其發(fā)揮作用反而依賴于市場機制。

因此，實現(xiàn)更大比例的可再生能源消納，不是配置一個儲能硬件所能解決的，也不是僅在電網(wǎng)運行的物理特性上做出改變就能解決的，更關鍵的是要在電網(wǎng)運行策略、規(guī)則和程序上做出改變。

其次，即使確有必要配置儲能，那么，為了發(fā)揮其最大價值，也必須探尋合理化針對性配置方案，避免簡單復制，杜絕“千人一面”。

電力系統(tǒng)固然需要調峰手段，讓風電場、光伏電站配儲能，利用的是電量型儲能，而從世界范圍內來看，儲能都是以功率型應用為主，即通過短時間放電，來響應系統(tǒng)峰谷價差，并非大規(guī)模用于電量存儲。

顯然，電力系統(tǒng)當前急需的不是完整的“充放”能力，而是調節(jié)能力，也就是把負荷適時變大變小的能力和把發(fā)電適時變大變小的能力。

即使在新能源內部而言，風電和光伏對儲能配置的需求也不盡相同。實踐表明，光伏發(fā)電配置儲能的效益要優(yōu)于風電配置儲能，在新能源匯集區(qū)配置儲能要優(yōu)于在各個新能源場站配置儲能。

忽視新能源場站之間、不同地域之間、更大范圍內的電力系統(tǒng)平衡能力，簡單要求每一個新能源場站加裝儲能來平衡自己的出力，既無必要，也不經(jīng)濟。相反，集中利用系統(tǒng)提供的輔助服務，才是最具經(jīng)濟性的調峰手段。

最后，配置儲能并不能直接帶來新能源消納能力的提升，用好儲能才是關鍵。這需要嚴謹?shù)牧鞒毯蜆藴省?br />
當前，電化學儲能裝置在電力系統(tǒng)中的大規(guī)模應用，在國際上沒有先例，在國內相關技術標準和安全標準也不完善，包括消防標準、電力系統(tǒng)接入標準都處于缺失狀態(tài)。

儲能裝置若作為一個獨立項目，無法取得安全消防手續(xù)，也不具備運行資質。若與新能源項目配套，則將所有安全風險全部轉嫁到新能源企業(yè)身上。因此，需要盡快完善相關標準，為新能源配儲能的安全運行堵上漏洞。

如果僅僅為了滿足并網(wǎng)的硬性要求“一配了之”，只盯著配建，不著眼用好，那么，無論對于新能源行業(yè)還是儲能行業(yè)都是不可估量的損失。