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)電公司公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(shè)備的大型風電場和地面電站起名字叫Hybridresource(后文簡稱Hybrid)。Hybrid關(guān)于我國儲能行業(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?還存在什么問題?在政策和市場設(shè)計中還有什么工作要做?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(guān)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年五月，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合印發(fā)的《有關(guān)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公布，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(guān)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(guān)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(guān)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)電公司視儲能為新增成本，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(shè)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。關(guān)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(yīng)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。有關(guān)儲能與可再生能源消納的關(guān)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)就公布了題為TheRoleofEnergyStoragewithRenewableElectricityGeneration(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要電化學儲能技術(shù)的。現(xiàn)在的問題是多高的穿透率要大規(guī)模的儲能技術(shù)，目前距離這一時間點還有多遠。假如現(xiàn)行技術(shù)和政策儲備較為寬裕，那么就不應(yīng)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。假如強制要求配套儲能，那么應(yīng)該為Hybrid模式進行系統(tǒng)的政策設(shè)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，但假如配額制要求完成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)要投入的成本呈指數(shù)級新增，因為針對這5%負荷投入的設(shè)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(shè)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(yīng)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TheElectricityJournal上聯(lián)合公布題為MotivationsandoptionsfordeployingHybridgenerator-plus-batteryprojectswithinthebulkpowersystem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：假如電池充電75%來自光伏，儲能設(shè)備能夠享受30%ITC減稅抵扣儲能和光伏等發(fā)電設(shè)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，政策關(guān)于可再生能源和儲能發(fā)展的影響至關(guān)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。

我國最近幾年，尤其是2018年國家能源局公布《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(yīng)、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年六月五日，國家能源局公布有關(guān)印發(fā)《2020年能源工作指導意見》(下稱《指導意見》)的通知，其中有關(guān)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(shè)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(wù)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。研究執(zhí)行促進儲能技術(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(yīng)用于可再生能源消納、電力輔助服務(wù)、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。

關(guān)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，假如當?shù)氐钠渌{手段發(fā)展得好，Hybrid的用途不是那么明顯，那么儲能就會淪為發(fā)電公司的負擔。今年五月，國家電網(wǎng)公布了《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，假如出現(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(guān)要求發(fā)電公司為了項目能夠并網(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(wù)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，防止出現(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(wù)，假如將Hybrid定位為示范探索，各地沒必要紛紛加裝。假如Hybrid項目不能實現(xiàn)盈利，在其他消納手段成功執(zhí)行后，發(fā)現(xiàn)不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)量，這不利于儲能行業(yè)的長遠發(fā)展。假如現(xiàn)在多出來一兩個百分點的消納指標要依靠儲能來實現(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)電公司，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(shè)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(yīng)該鼓勵Hybrid這種模式，還是獨立儲能電站參與輔助服務(wù)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(yīng)用，或許更適合目前儲能用于消納的定位。

儲能相關(guān)政策的制定應(yīng)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(yīng)用和價值遠不止于此。比如，我國電力供應(yīng)的重要矛盾之一是電力總量富裕但短時尖峰負荷供應(yīng)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(yīng)用就應(yīng)該按照相應(yīng)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。