新能源配储能“达摩克利斯之剑”

文 | 本刊记者 王佳丽

新能源发电侧储能成为2020年储能行业的新翘板，但低价竞标乱象，风光储经济性、安全性问题若“达摩克利斯之剑”般高悬。

2018年电网侧储能呈现放量，此后因输配电价政策调整而放缓；2019年储能在电网侧和用户侧双双遇冷，行业发展几乎陷入冰点。新能源发电侧储能成为2020年储能行业的新翘板，各方摩拳擦掌。与此同时，低价竞标乱象，风光储经济性、安全性问题若“达摩克利斯之剑”般高悬。

疑惑与争议

今年上半年，湖北、湖南、新疆、内蒙古、山西、山东等省（区）相继发布政策，优先支持或要求新建风电和光伏项目配备储能，储能配置比例在5%～20%之间，储能时长为1-2小时。

上述政策下发后，争议不断。《能源》记者了解，业内人士疑惑的是，储能配置参数的测算依据何在，电网企业是否有权限要求新能源企业配套储能，按新能源装机容量比例配置储能的强制性做法是否可行，配套储能的成本是否要由新能源开发企业承担。

中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华认为：“尽管电网企业不应该强制要求新能源企业配储能，但有理由对新能源并网质量提出要求，即使不一定非要通过储能技术来解决。而在没有配套的政策和市场机制，以及盈利模式的情况下，简单地由发电企业来承担储能投资的成本显然不合理。”

对于配置参数的测算依据，俞振华认为，近十几年可再生能源并网研究曾多次提到，风电配置5%-20%的储能能够有效改善可再生能源并网的友好性；储能配置时长取决于储能参与的电力服务类型，或者是电网企业的技术。如果电网企业尚未提出明确需求，强制可再生能源侧配置储能会造成投资浪费，这种行为并不可取。但基于市场行为的投资值得支持，这需要给予投资方明确的支持，如何有效使用并支付储能费用。

“储能是未来电力系统的必要组成部分，核心问题是新能源企业与电网企业能否一起设计储能参与电力市场的方式及盈利模式，否则新能源和储能都不存在可持续发展的机会。”俞振华对《能源》记者说道。

对于“一刀切”做法，天能集团智慧能源事业部副总裁刘晓露认为，从下发文件来看，各省并未强制要求新增新能源发电项目必须配置储能，但如果新能源开发企业想要提高竞争力，配置储能将是优先开发的重要条件。

近年来，以风电、光伏发电为主的新能源发电成本快速下降，装机容量及能源占比不断上升。新能源发电的波动性及其对电网稳定的影响仍然是新能源进一步健康发展的制约因素。

从技术角度讲，配套储能是提高新能源消纳比例的有效手段。利用储能技术快速响应、双向调节、能量缓冲的特性，可以极大提高新能源系统的调节能力和上网友好性。

“至于储能投资该由谁来买单的问题，从市场化角度看，谁投资获益谁来买单。但如果从储能的社会效益、国家能源战略角度看，由利益相关方共同承担较为合理。”刘晓露说。

南都电源副总裁、南都能源互联网董事长吴贤章则表示，从国家层面或者能源结构调整角度看，加大新能源的配比、降低碳排放是大势所趋，以风电和光伏为代表的新能源发展至今，已经达到平价上网条件，现在是加大力度推动新能源平价上网的好时机。然而，新能源具有随机性和不确定性，接入电网时，调控、消纳矛盾比较突出，“虽然新能源配储能并未强制实施，但国家的态度也非常明朗了”。

低价竞标与安全隐忧

2020年初以来，新能源配储能项目开标价格逐渐走低，从年初的2.65元/Wh下降至1.65元/Wh左右。与此同时，无视项目成本一味低价竞标的现象在储能招投标中愈演愈烈。5月中旬，三峡新能源青海风储项目开标，1.699元/Wh的EPC价格刷新了行业底线。业界普遍认为，该价格已经低于储能成本价。

对于低价竞标现象，业内人士表示由于政策限制，电网侧储能被迫“急刹车”，电网公司转而将储能成本转嫁给新能源开发企业，面对强势的电网公司，新能源开发企业为了拿到优先并网的“入场券”，只得“捏着鼻子上储能”，成本成为核心因素，为了降本以牺牲质量为代价。而从储能企业的角度看，发电侧市场刚刚启动，很多储能企业把入场业绩看得比较重。

目前，很多新能源配储能项目对投标企业都有业绩上的要求。例如，安徽省电网和华润电力首个风电储能项目——华润电力濉溪孙疃风电场50MW工程配套10MW/10MWh储能系统PC工程进行公开招标时，要求投标人自2015年1月1日起至投标截止日有1个及以上的10MW/10MWh及以上容量电化学储能电站已完工程业绩或累计30MW及以上容量电化学储能电站已完工业绩；三峡新能源青海省锡铁山流沙坪二期风电场100MW储能项目EPC招标，要求投标人必须具有近3年内具有至少2个单体容量为10MWh及以上在建或已投运的储能电站设计或EPC或储能系统集成业绩。

“如此，也就难怪有些储能企业宁愿‘赔本赚吆喝’也要尽力中标了。”上述业内人士表示。

当然，基于电池技术的提升与创新、规模经济发展、市场价格竞争以及制造商经验的提升，促使储能项目开标价格不断降低。然而，如果恶意报低价中标，将诱发“劣币驱逐良币”现象，阻碍行业健康持续发展。

据了解，一些储能企业为了降低成本，偷工减料使用劣质的电池和PCS，或者在系统容量上做手脚。然而，这一举措的危害性极大，“轻则引发电网调度事故，重则引发火灾等安全事故”。

近期，国内外电化学储能事故频发。2017年以来，韩国已经发生29起储能电站起火事故，我国也出现储能项目起火事件，致使储能的安全性问题引起广泛关注。业内专家认为，安全性是储能行业快速发展的根本，质量和成本是储能行业能否快速发展的关键因素，为了降成本而降低质量，一旦酿成安全事故，将对产业发展造成致命打击。

储能经济性难题

经济性是行业发展的关键。2019年7月23日，新疆发改委发布《新疆第一批发电侧光伏储能联合运行试点项目清单》，确定了首批36个发电侧光储联合运行试点项目，总规模221MW/446MWh，并明确“所在光伏电站于2020年起每年增加100小时优先发电电量，持续五年”。然而，当年12月4日，新疆发改委便叫停了其中31个新能源发电侧储能项目，其中一个重要原因就是经济性问题。

根据《能源》记者调研，当时的问题出在对“100小时优先发电量”的理解上。如果这100小时是计划发电量，100MW的光伏电站每年将增加300-500万元收入；如果是保障收购小时数，则只能使光伏电站每年增加几十万元收益，差距颇大。

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。

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。根据集邦新能源网的测算，100MW竞价光伏电站将配置40MWh，以当前储能系统1.7元/Wh（不含施工）的价格计算，光伏度电成本增加近0.09元。

北京领航智库测算，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，工程造价增加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%。

刘晓露认为，新能源平价上网趋势下，储能可持续发展取决于电力体制改革的最终进程，关键在于储能输出价值的交易结算与储能成本的分摊疏导。单纯依靠市场情况下，配套储能的经济性目前还较难保证。特别在电网调峰资源没有改善的情况下，平价上网项目本质上是挤占了其他新能源的发电空间，随着新能源发电全面平价上网的到来，电网调峰和全额收购的压力进一步提升。

随着储能市场规模的扩大，成本逐年下降，电改红利不断释放，储能独立主体地位得到明确，可直接参与电网级调峰、电力市场调频等辅助服务市场、备电及需求侧响应服务及电力现货市场交易，把储能的应用价值直接充分地交易结算出来，新能源配套储能的前景是光明的。

“配置储能固然会增加电厂投资，但如果不配置储能，每年电量损失可能达到20%。储能在合适的应用场景，随着技术的进步和成本的降低，节省电能的成本预计很快能抵消储能设备的成本。”刘晓露说。

俞振华认为，在具体储能项目上，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，国外电力市场成熟，新能源侧的储能超过50%的收益源于参与电力市场交易、辅助服务等收入，新能源侧的储能发展更具备条件。中国电力市场改革还是一个进行时，储能参与各类电力服务的公允价值缺失，储能“按效果付费”参与电力市场的实施细则更加缺乏。在这种环境下，收益体现不了投入，引发恶意竞争，劣币驱除良币的现象将在所难免。

补贴政策与标准缺失

截至目前，国家及省级主管部门均尚未出台储能的补贴政策，仅有安徽省合肥市以及江苏省苏州市出台了地方性的补贴政策。

2018年9月17日，合肥市政府发布《关于进一步促进光伏产业持续健康发展的意见》，对光伏储能系统按实际充电量给予1元/kWh补贴，同一项目年度最高补贴100万元。2019年3月24日，江苏苏州工业园区管委会印发《苏州工业园区绿色发展专项引导资金管理办法》，针对在园区备案实施、且已经并网投运的储能项目，自项目投运后按发电量（放电量）补贴业主单位0.3元/kWh，共补贴3年。

“这些政策都具有地方特殊背景，还不能作为代表性政策来看待。”俞振华点评道。

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/CNESA 1000-2019《电化学储能系统评价规范》、T/CNESA 1001-2019《电力储能用直流动力连接器通用技术要求》、T/CNESA 1002-2019《电化学储能系统用电池管理系统技术规范》、T/CNESA 1003-2020《电化学储能系统用电池管理系统技术规范》。目前联盟围绕电化学储能安全等方向，正在推进相关标准制修订工作。

“问题在于，现在是有标准，有手段，但如何去推广执行。”中国电科院电池储能技术检测部主任官亦标向《能源》记者指出，新能源项目开发企业在配备储能这件事上存在的普遍问题是对电池储能特性及其标准理解不到位，对电池储能系统的质量和安全没有足够的认识，如果不严格有效地遵循技术标准和管理规范，将导致乱象丛生。

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，是低价恶性竞争的根源所在，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。据《能源》记者了解，在项目招采环节，就已经暴露出未严格遵循标准的问题。在新能源配电池储能项目中，普遍存在供应商是依据自行设定的储能电池容量标称值计算储能系统容量（包括功率和能量）并承诺满足招标要求，而不是依据储能电池型式试验报告认定的容量额定值来核算储能系统容量，造成系统容量虚标虚报的现象。

官亦标表示，储能电池是一种特殊的能量体，内部是复杂的电化学体系，不能视为简单的物理器件，其各项性能受内外部因素影响复杂多变，这些因素包括电压、电流、功率、温度、充放电深度等等，对于系统运行来说，关键控制参数的改变会直接影响电池系统的实际可用容量、安全与寿命。如果不是专业从事电池检测评价工作，很难去全面理解电池的特殊性和复杂性，发电企业和用户可能因此出现投资失误。

“好在，部分电源侧储能项目已经开始全环节执行技术标准，比如将储能电池等核心部件的到货抽检、系统并网检测以及运行考核检测等关键约束手段纳入事中事后技术监督检验流程。这意味着，部分用户和总包方已经认识到了质量与安全的重要性。”官亦标表示。

在电池储能质量控制方面，国外主要关注储能系统层级的性能并结合定期考核及商业罚则条款来间接保障整体质量，对储能电池等核心部件在储能领域应用适用性方面的评测和标准研究较少。

“相较于国外，我国在电池储能标准体系、测试评价技术等方面是领先的。”官亦标指出，我国的电池储能标准特点是关注从电池的单体、模块、簇到系统的各个层级，每个层级都有严格要求，并以更接近实际运行条件的方法来进行测评，注重追本溯源，从核心部件层级关注其在储能领域应用的适用性，并建立核心部件到系统之间工作参数及性能的关联和有效传递，有效规避技术层面的漏洞，拒绝投机取巧，通过对核心部件分别设定技术要求结合全环节的技术监督检验从理论上保障储能系统能够达到质量与安全的期望。

其优势在于，能够从源头以及更加科学合理的测评体系保障项目的质量和安全。否则，“一旦频繁出现安全和质量事故，先不说损失，电池储能这条路可能就走不通了。”