新能源配储能热潮下的思考

2020年是“十三五”规划收官、谋划“十四五”发展的关键之年，储能行业在经历2018年爆发式增长、2019年回落调整后，各界对其2020年乃至 “十四五”期间的发展寄予厚望。年初至今，中国乃至世界范围仍在抗击新冠肺炎，疫情冲击下全球经济衰退，储能行业的发展也不可避免受到一定影响。数据表明，一季度全球新增投运的电化学储能仅140MW，同比降幅超30%。相比之下，得益于疫情有效控制、政策利好，我国一季度电化学储能新增装机约70MW，同比增长47.5%。从应用场景上看，以中国、美国、澳大利亚为代表的国家，集中式可再生能源并网已成为推动储能新增应用的主要动力。据不完全统计，全球集中式可再生能源并网领域的新增装机占总新增装机比重较大，达41%，我国占比更高，近80%的新增装机来自于该领域。

政策是影响我国储能产业发展的关键因素。回望上半年，在多省提出鼓励新能源发电配置储能的政策下，新能源+储能成为上半年储能市场的热门关键词。截至6月底，山东、湖北、山西等10多个省份或电网公司发布了2020年风电、光伏发电项目的建设方案和申报要求等文件，明确鼓励新能源电站配置储能，并提出优先支持配置储能的新能源发电项目，部分文件或工作函中还特别给出了储能配置的规模要求。各地政策细节不同，配置比例从5%、10%到20%不等。“鼓励”、“优先”等字眼频繁出现在各地政策文件，虽然多数地区并未强制要求新增新能源发电项目必须配置储能，但新能源开发企业要想提高竞争力，配置储能将是新能源项目优先开发的重要条件，一定程度上反映出新能源电站配置储能正成为地方推行可再生能源项目的“标配”。政策支持下，企业纷纷行动。据统计，截至6月中旬，各大央企、发电集团发布的新能源电站配置储能项目招标规模近400MW，这意味着仅上半年发布招标信息的储能装机规模就占去年全年投运总量的近60%，新能源电站配置储能一时风光无两。

其实，大可不必提出非常明确的储能配置要求，应该根据电网运行需要，对新能源并网的技术特性提出更高的要求，满足调度灵活性。在保证电价及消纳的前提下，提出风电、光伏的调频、调峰、出力预测精度等特性达到更高的标准，新能源场站根据经济性和可行性，自行选择是否配置储能、配置方式及规模，可以联合、也可以独立运行，达到并网有关技术要求。更进一步思考，如果按照现在政策要求，一些小型电站，即使20%配置，容量可能也无法超过10MW，必须超配，会产生资源浪费。此外，如果地区风光运行特性有一定差异，可以互补，都等比例配置，也会出现超配。所以，从地区资源优化配置的角度，有必要发展独立储能电站，进行全系统电力电量平衡分析，测算储能需求空间，因地制宜、分散集中相结合有序地建设储能电站。

“十四五”是推进能源安全新战略的关键时期，也是储能发展的关键时刻。一直以来，储能被冠“引领能源革命的颠覆技术”、“能源转型的稳定器”、“可再生能源一公里”等头衔，对其更多的定位是“未来的技术”。回望过去，我国多项能源利用新技术的发展中总会伴随政策偏失、过度投资等诸多问题，以史为鉴，站在储能产业爆发的“临门一脚”之际，“十四五”发展形势如何值得深思。

无论是电力系统的加速转型还是需求侧资源的协调互动，抑或是新基建背景下特高压、5G基站、数据中心的建设均对储能提出了巨大的需求。以新能源配置储能为例，据预测，“十四五”期间我国新能源将保持年均50GW左右的装机规模，以5%配套比例计算，“十四五”储能新增将达12.5GW，市场规模不可谓不大。应用规模的上升必然会促进技术发展与成本的下降，两者相互影响，互相促进。目前，锂离子电池的系统成本已降至1500元/kWh左右，然而，当前的市场机制下仍无法满足大规模发展需要，“十四五”期间仍需对储能的发展进行必要的扶持，建议将储能纳入“十四五”发展规划，科学合理制定储能发展目标，规范引导储能布局与推广应用。同时，对于纳入政府规划或者示范的项目进行一定程度的税收优惠、财政补贴，以促进储能的规模应用，进而通过稳定的增长规模推动成本的下降。

储能与新能源电站的结合也好，电网侧储能的踉跄发展也罢，绕不开的是对经济性的探索。储能的可持续发展、商业化推广需要市场化的电力体系来支撑。辅助服务的分摊机制是谁受益，谁承担，然而，目前各地区的细则中明确规定由发电企业分摊辅助服务费用。在一般工商业电价持续下降的背景下，成本无法向真正享受服务的用户端进行传导，困扰着储能项目的经济性。储能也许能解决短期内的可再生能源消纳问题，但也仅仅是“大材小用”，在多种功能无法充分利用、成本无法有效回收的情况下，无异于徒增企业与政府的负担。因此，建议加快完善储能参与辅助服务的市场机制，考虑储能对电力系统安全高质量运行的重要作用，设计相应的容量市场机制和调频等辅助服务市场规则，帮助储能建立合理的价值实现与回收方式，为其提供良好的市场生存环境。同时，随着现货市场的试运行，储能成本传导通道也逐步打通，通过电力市场竞价形成发用电价格，实时反映电力成本与供求关系，利用高峰和低谷时段市场价差补偿储能设备运营成本，提升储能项目的收益。

技术发展与风险同行。储能技术，特别是电化学储能的大规模推广应用，安全问题不容小觑。从技术层面看，储能电站是一个庞大的集成系统，电池、BMS、PCS、热管理等每一个部分出现问题均会导致连锁事故。此外，从业管理人员的知识缺乏，操作不当，再加上产品质量问题均可能导致事故的发生，严重影响行业的发展。目前，电化学储能系统安全及消防安全方面的标准尚不完善，电化学储能电站的火灾预警和消防措施尚处于研究阶段。

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