新能源配置储能的政策建议及商业模式分析

文 | 曹家军

作者供职于中国神华能源股份有限公司

储能产业的发展仍需要政策和市场机制的支持，又需要在商业模式的探索上做出创新。

在国家能源结构调整、电力系统稳定性要求增强、电力市场改革持续推进的背景下，储能的市场地位和角色越发重要。储能可连接能源生产、传输、消费多个环节，可以在电源侧、电网侧、用户侧配置运营，也可以独立运营。在多重应用形态中，电源侧储能，尤其是新能源侧配置储能成为重要的应用场景。

8月27日，国家发改委、国家能源局发布“关于公开征求对《国家发展改革委 国家能源局关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》意见的公告”。

两个一体化为统筹不同能源品种，实现源、网、荷、储的深度协同创造了条件，储能也成为必不可缺的能源形态。

从近期内蒙古、青海等地的推进情况看，储能已经是大型新能源项目的标准配置。从投资企业的角度出发，储能产业的发展仍需要政策和市场机制的支持，又需要在商业模式的探索上做出创新。

新能源配储能存在诸多政策短板，建议加强顶层设计

自2017 年10 月，五部委联合发布《关于促进我国储能技术与产业发展的指导意见》以来，国家和地方各类储能相关支持性政策密集出台。根据国家能源局发布的《关于做好可再生能源发展“十四五”规划编制有关事项》，储能也有望纳入国家和地方“十四五”规划。

近年来，我国新能源发展有目共睹。截至2019年末，我国风电装机2.1亿千瓦，光伏装机2.0亿千瓦，非水可再生装机占比达20.5%，发电量占比达8.6%。预计“十四五”非水可再生能源装机将翻番，装机总量超过8亿千瓦，在“碳中和”的战略目标下，每年风电、光伏发电装机新增规模在100GW左右。

当前，新能源进入一个新的高速发展周期，同时也面临新问题。一是新能源并网标准越来越严格，新的电力安全稳定导则及部分地区的新能源并网标准要求新能源场站提供虚拟惯量响应和一次调频能力。二是甘肃等地区电力现货交易试点过程中，出现新能源灵活性欠缺、现货市场交易出清电价低等问题。三是在安徽等地区开展的新能源+储能试点项目中，尚存在较多不确定因素，行业缺乏标准，储能系统在安全、可靠、高效、成本等方面仍面临挑战。

不完全统计，全国至少有16个省区在新增平价风电、光伏项目核准中要求或建议增加配置储能，储能配置比例为5%～20%，容量时长为1～2h。

从风光储协同发展角度看，储能与风电、光伏的发展并不协调。一方面，储能发展相对于风电和光伏有所滞后，没有得到规模化的应用；另一方面，风光等新能源在发展过程中，均得到了价格、补贴等政策的大力支持，但储能缺少政策支持。

目前，电力市场和价格机制无法反映储能配套系统应用价值，有必要出台过渡政策以支持可再生能源与储能协同发展。

建议加强新能源配储能的顶层设计，出台相关扶持政策，并确保政策的持续性和稳定性；明确储能系统身份，厘清储能在风光储商业模式中所扮演的价值创造角色；从行业准入看，应该明确储能准入门槛，确保储能高质量应用。同时，统一规划新能源+储能发展，使储能项目能够综合考虑区域、装机结构、电网情况和消纳情况，健康可持续发展，避免资源无效配置。

参照我国绿证交易和可再生能源配额机制，研究储能配额机制，提高“绿色电力”认定权重。新能源产业和全社会共同推进储能应用，实现“新能源+储能”绿色价值最大化。

明确行业标准，储能不能“杀鸡取卵”

我国从2010年开始制定电力储能相关的标准，归口管理单位是中电联。截至目前，电储能相关的国家和行业标准已达31项，其中已发布或报批27项；团体标准约47项，其中已发布或报批29项。其中，针对电化学储能的国家标准有7项、行业标准有2项，目前均已发布。

截至目前，中关村储能产业技术联盟共发布四项电化学储能团体标准T/CNESA1000-2019《电化学储能系统评价规范》、T/CNESA1001-2019《电力储能用直流动力连接器通用技术要求》、T/CNESA1002-2019《电化学储能系统用电池管理系统技术规范》、T/CNESA1003-2020《电力储能系统用电池连接电缆》。

此外，由于没有全环节严格执行标准、严格监管，造成供应商有机会钻空子，这是低价恶性竞争的根源所在。在现阶段电池及其应用技术水平条件下，低价带来的直接恶果就是质量和安全难以保障。

目前，国内储能研发生产制造企业多达数百家，技术和水平参差不齐，相当多企业没有掌握真正的核心技术，自身只从事简单的系统集成，电芯及控制系统均为外购，给储能质量和安全埋下了隐患，且引发了市场恶性竞争，以致于项目招标价“没有最低，只有更低”。

储能电池作为高能量密度体，一旦出现安全事件，影响将极为恶劣。在国外，电网侧、发电侧、用户侧储能均出现过不同程度的火灾事故，尤其是2017-2019年间，韩国接连发生二十余起储能电站火灾事故，给行业留下惨痛教训。

中国企业应借鉴国外的经验和教训，将储能产品的质量可靠性作为重要标准，确保储能安全，包括本体安全、性能安全、技术安全，尤其要避免因为低价竞争带来的安全隐患。在风光储发展初期过度追求低价，无异于“杀鸡取卵”。

创新商业模式，提高储能投资经济性

当前，风电、光伏行业将全面迎来平价上网，项目经济收益对成本愈加敏感，新能源配套储能是否还有经济性，是产业链各方仔细分析研究的问题。

部分储能项目显示，仅仅依靠减少弃风、弃光电量收益还很难支撑行业发展，简单捆绑新能源并不能真正体现储能价值。目前，竞价、平价光伏项目配置储能，经济性不足。

以山东省为例，2020年山东申报竞价光伏项目共976MW，国网山东电力公司要求储能配置规模按项目装机规模20%，储能时间2小时。据测算，100MW竞价光伏电站将配置40MWh，以当前储能系统1.5元/Wh（不含施工）的价格计算，光伏度电成本增加近0.09元。

有行业研究测算显示，按照山东0.3949元/千瓦时的燃煤标杆电价测算，平价光伏电站按照20%配比投资储能电站，工程造价将增加0.68元/W，增加15%以上。在不考虑储能参与调峰补偿等商业模式前提下，项目内部收益率也将低于8%。

建议各地采取稳妥的态度来对待储能，并开展新能源配储能示范研究工作。在发电侧，优先考虑在弃电严重的地区布局可再生能源加储能项目，同时在辅助服务机制完善且辅助服务资源紧缺的区域布局储能项目。

建议各方应合理确定储能配比，启动风光互补模式下的储能最优配比研究；创新风光储的商业模式。

从现有的商业模式看，新能源配储能项目价值创造的路径包括，参与调峰、调频获得辅助服务补偿，减少弃风弃光电量增加电费收入，参与电力市场交易获得电价收益，削峰填谷获得峰谷价差。

可以预见随着电力体制改革的深入推进，新能源配储能商业模式空间正在打开。 如“风光、储能、充电桩”三位一体项目具有较好盈利性。其特点在于一是用足、用全现有政策，使风光储充能够互相弥补短处、发挥长处；二是一储多用，充分发挥储能的价值。

此外，共享储能的模式也日渐受到关注。2019年4月，国网青海鲁能海西州多能互补集成优化示范工程储能电站进行了共享储能交易试运营，拉开了共享储能模式应用的序幕。

青海共享储能成功的三条经验可以借鉴。一是平台基础，交易平台用到了区块链、大数据等平台技术。二是政策和监管，青海共享储能突破了政策和监管的限制。三是有互联网思维，这是最重要的经验。价值互联网在青海共享储能项目中得到了充分体现，解决了价值的产生、传递、分配和兑现。

近期，上海电气、国网综合能源等均在探索既可用于新能源配套，又可参与辅助服务，还可参与用户侧调峰的共享储能电站商业模式，希望通过一储多用，对储能成本实现有效疏导。