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2021年2月4日，江蘇鎮(zhèn)江五峰山儲能電站。中國的新型儲能正處于從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展的關(guān)鍵轉(zhuǎn)換期。
文｜財新周刊 陳雪婉
9月14日，上海證券交易所和中證指數(shù)公司同時宣布，將于10月15日正式發(fā)布中證儲能主題指數(shù)。該指數(shù)從滬深市場中選取30只業(yè)務(wù)涉及儲能電池、儲能變流器以及儲能系統(tǒng)集成領(lǐng)域的上市公司作為樣本。
資本市場上，2021年以來，儲能概念股表現(xiàn)極為搶眼，寧德時代（300750.SZ）、陽光電源（300274.SZ）、科華數(shù)據(jù)（002335.SZ）等相關(guān)公司的股價均實現(xiàn)了翻倍增長。
資本市場熱潮背后，中國新型儲能裝機也在爆發(fā)式增長。據(jù)不完全統(tǒng)計，2021年上半年，國內(nèi)新增新型儲能裝機規(guī)模超10GW，同比增長超600%。
儲能，顧名思義，即將能量存儲起來，需要的時候使用，現(xiàn)有抽水蓄能、電化學儲能、壓縮空氣儲能、熔融鹽儲能等多種儲能技術(shù)。生活中，小到移動充電寶，大到新能源汽車動力電池、電站超大型電池組，都屬于儲能范疇。
“碳達峰、碳中和”（下稱“雙碳”）目標下，儲能被視為一把打通新型電力系統(tǒng)產(chǎn)業(yè)鏈的關(guān)鍵鑰匙。何為新型電力系統(tǒng)？中國的“十四五”規(guī)劃明確了這一概念和目標：新型電力系統(tǒng)首先須以新能源為主體，到2030年，非化石能源占一次能源消費比重將達到25%左右；風電、光伏總裝機將達12億千瓦以上，較2020年底躍升126%。
2030年遠景規(guī)劃并未提出屆時的全國全口徑電力總裝機規(guī)模目標。截至2020年底，全國發(fā)電總裝機容量22億千瓦，若以這一時點為基數(shù)，不到十年內(nèi)，風、光電裝機量須占全國發(fā)電總裝機的一半多。
上述新能源電力目標，倒逼儲能環(huán)節(jié)盡快取得突破。伴隨著風、光電滲透率的提升，電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻壓力也不斷增大，儲能日益成為新型電力系統(tǒng)的核心痛點。
從趨勢判斷，中國的新型儲能正處于從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展的關(guān)鍵轉(zhuǎn)換期，主要障礙是需要突破儲能技術(shù)的安全性與經(jīng)濟性問題。7月23日，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》，提出到2025年，即實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)模化發(fā)展轉(zhuǎn)變，距離這一時間表僅剩下四年多的時間。這份文件指出，屆時新型儲能裝機規(guī)模達30吉瓦（1吉瓦等于100萬千瓦）以上，這相當于2020年底裝機規(guī)模的近8倍；到2030年，實現(xiàn)新型儲能全面市場化發(fā)展。
從2019年底開始，電源側(cè)儲能，即可再生能源配儲能的應(yīng)用模式在各地鋪開，目前已有20余省份發(fā)布鼓勵或強制新能源場站配置儲能的文件。國家發(fā)改委、能源局在2021年8月進一步發(fā)布《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，指出“實現(xiàn)碳達峰關(guān)鍵在促進可再生能源發(fā)展，促進可再生能源發(fā)展關(guān)鍵在于消納，保障可再生能源消納關(guān)鍵在于電網(wǎng)接入、調(diào)峰和儲能”；鼓勵發(fā)電企業(yè)通過自建或購買調(diào)峰儲能能力的方式，增加可再生能源發(fā)電裝機并網(wǎng)規(guī)模，符合一定配建調(diào)峰比例的可享受優(yōu)先并網(wǎng)等優(yōu)惠政策。
政策強勢推動下，2020年儲能在新能源發(fā)電側(cè)的裝機規(guī)模超過58萬千瓦，同比暴增438%。不過，目前可再生能源配儲能，最直接的影響是成本增加、投資收益率降低。
當前，中國新型儲能主要指電化學儲能，即通過電池完成能量儲存、釋放與管理的過程。從應(yīng)用場景來看，主要分電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)三類，比如風電、光伏電源側(cè)配儲能，解決新能源波動性問題；電網(wǎng)側(cè)的儲能，就像“超級充電寶”，主要用于電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻；工商業(yè)企業(yè)利用用戶側(cè)儲能項目，進行削峰填谷等。
中國電化學儲能領(lǐng)域，目前鋰離子電池占比近九成，鉛蓄電池占比約一成，其余不到一成是液流電池。但電化學儲能的發(fā)展仍面臨諸多掣肘，安全事故頻發(fā)、成本高、市場機制不完善等。多種現(xiàn)實困局下，新型儲能如何破局？
中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應(yīng)用分會秘書長劉勇在接受財新采訪時稱，儲能未來發(fā)展的重點是在長壽命、高安全、低成本、碳足跡等基礎(chǔ)上，加快技術(shù)創(chuàng)新和迭代升級，結(jié)合不同應(yīng)用場景需求建立和完善標準體系，同時完善電力市場機制，讓儲能參與調(diào)峰、調(diào)頻等多種服務(wù)獲取相應(yīng)收益，進而打開可持續(xù)發(fā)展的商業(yè)模式，“依靠國家補貼，不現(xiàn)實”。
安全性不可逾越
4月16日，北京市豐臺區(qū)南四環(huán)國軒福威斯光儲充技術(shù)有限公司儲能電站起火，致兩名消防員犧牲，一名員工失聯(lián)。該事故一度引起國內(nèi)極大的關(guān)注，但很快又被儲能熱潮所淹沒。7月底，新能源汽車急先鋒特斯拉，在澳大利亞維多利亞州的儲能單元于測試期間發(fā)生火災(zāi)，亦令市場震驚。大火持續(xù)三天才得到控制。該項目儲能總?cè)萘繛?00兆瓦/450兆瓦時，是目前澳大利亞最大的電化學儲能項目，電池系三元鋰離子技術(shù)。目前事故原因暫未查明。
事實上，中國電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)、用戶側(cè)的諸多類型儲能電站，均發(fā)生過火災(zāi)，例如2017年山西一火電廠儲能系統(tǒng)發(fā)生大火持續(xù)七小時；2018年8月，江蘇鎮(zhèn)江揚中一電網(wǎng)側(cè)儲能電站電池集裝箱起火并燒毀；2019年5月，北京一酒店布置的用戶側(cè)儲能項目發(fā)生火災(zāi)。
除了相對大型儲能電站，民用的電動自行車爆炸事故也頻發(fā)。9月20日凌晨，北京市通州區(qū)一小區(qū)發(fā)生電動自行車爆炸事故，釀成五人死亡慘劇。據(jù)相關(guān)部門初步判斷，火災(zāi)原因為三層租戶將電動自行車鋰電池帶回家中充電，電池發(fā)生爆炸起火。三層起火后迅速蔓延至四層陽臺，并躥至客廳及五層臥室。
“韓國2017年12月到2019年5月電化學儲能發(fā)生23起事故，如果換算成每座電站、每年發(fā)生事故的概率大約在1.5%左右，這是非常高且不可接受的概率。”中國科學技術(shù)大學教授孫金華稱。
清華大學教授、中國科學院院士歐陽明高參與了上述北京豐臺儲能電站起火爆炸事故的調(diào)查與分析。據(jù)他介紹，這一儲能電站電池規(guī)模為2.5萬度電，消防員在救援儲能電站南區(qū)火災(zāi)時，儲能電站北區(qū)發(fā)生爆炸，導(dǎo)致消防員犧牲。該事故最初是由電池“過放電”（電池放電超過截止電壓后繼續(xù)放電）導(dǎo)致熱失控，繼而發(fā)生爆燃。
頻發(fā)的各種事故是儲能行業(yè)的長鳴警鐘，加之國內(nèi)電化學儲能電站裝機容量快速增長，電站安全運行壓力和安全隱患也在顯著上升。不管外界如何熱炒概念，業(yè)內(nèi)深知，安全問題是儲能不可逾越的技術(shù)門檻。
目前，中國儲能電站仍缺乏系統(tǒng)性標準和規(guī)范，存在惟低價中標、忽略系統(tǒng)安全的現(xiàn)象。為此，8月24日，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布《電化學儲能電站安全管理暫行辦法（征求意見稿）》（下稱“安全管理暫行辦法”，首次提出了針對電化學儲能安全關(guān)系的新制度設(shè)計，具體涉及項目準入、生產(chǎn)與質(zhì)量控制、設(shè)計咨詢、施工及驗收、并網(wǎng)及調(diào)度、運行維護、退役管理、應(yīng)急管理與事故處置等環(huán)節(jié)。
譬如，在項目準入環(huán)節(jié)，加強儲能安全頂層設(shè)計與專項規(guī)劃，通過安全風險評估與論證，確定儲能電站選址、布局和安全設(shè)施建設(shè)，杜絕違規(guī)亂建。
不過，由于儲能電站屬于快速發(fā)展的新興行業(yè)，安全管理暫行辦法僅起到綱領(lǐng)性指導(dǎo)意見的作用，相關(guān)細化標準規(guī)范尚未出臺。
應(yīng)急管理部沈陽消防所研究員張穎琮告訴財新：“細化標準的出臺，不能一蹴而就，需要科研數(shù)據(jù)作支撐。”據(jù)財新了解，后續(xù)設(shè)計、工程建設(shè)、產(chǎn)品等各項細化標準正在緊鑼密鼓編制過程中，下一步將陸續(xù)推出。
例如，電化學儲能電站設(shè)計領(lǐng)域，國家住建部曾在2014年下發(fā)《電化學儲能電站設(shè)計規(guī)范》，但孫金華認為，當時文件主要從促進儲能電站發(fā)展角度出發(fā)，未做充分研究，沒有具體的消防設(shè)計要求。他透露，修訂版即將發(fā)布，“里面修改最多的地方就是消防安全這塊”。
張穎琮指出，當前中國儲能電站整體造價中，消防方面的投入占比不到2%，而國外電站占比為3%—5%，需要強制性標準、規(guī)范，制約投資商、建設(shè)方提高安全投入。“零概率完全杜絕電池熱失控，不現(xiàn)實也不科學，只能通過標準嚴控和加強監(jiān)管，進而降低概率。”
資料來源：中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應(yīng)用分會
資料來源：中國化學與物理電源行業(yè)協(xié)會儲能應(yīng)用分會
在儲能產(chǎn)品方面，安全管理暫行辦法還要求，國家工信部加強儲能相關(guān)產(chǎn)品及系統(tǒng)的生產(chǎn)制造管理，實施《鋰離子電池行業(yè)規(guī)范條件》《鋰離子電池綜合標準化技術(shù)體系》等政策；市場監(jiān)督管理部門制定、修訂儲能電池等相關(guān)產(chǎn)品及系統(tǒng)的強制性國家標準，提高儲能產(chǎn)品安全要求，并開展儲能產(chǎn)品認證等。
成本難題
儲能能否如市場預(yù)期那樣得到大規(guī)模應(yīng)用，安全性是首要門檻；經(jīng)濟性是必要條件。
高成本仍是儲能行業(yè)目前的普及障礙。2020年電化學儲能的度電成本在每次0.5元左右，距離規(guī)模應(yīng)用的目標度電成本0.3—0.4元還有20%至40%的差距。
雖然從絕對數(shù)值看，差距不太大，但在劉勇看來，成本越往下走、難度越大，當前儲能企業(yè)各自構(gòu)建垂直產(chǎn)業(yè)鏈體系，上下游產(chǎn)業(yè)鏈缺乏分工合作，難以通過資源共享和規(guī)模化降成本。后續(xù)須從電池技術(shù)進步、上游材料資源等供應(yīng)鏈保障以及產(chǎn)能規(guī)模效應(yīng)等多方面協(xié)同推進、降低成本。
目前，新能源配建儲能項目，最顯性的影響是成本增加。
以內(nèi)蒙古為例，2021年8月，當?shù)啬茉淳窒掳l(fā)加快推動新型儲能發(fā)展的征求意見文件，規(guī)定新建保障性并網(wǎng)新能源項目，配建儲能規(guī)模不低于15%、2小時；新建市場化并網(wǎng)新能源項目，配建儲能規(guī)模不低于15%、4小時。
一名儲能系統(tǒng)集成人士作了粗略經(jīng)濟性測算，假設(shè)蒙西地區(qū)某100兆瓦光伏電站，通過配置15%、4小時儲能以市場化身份并網(wǎng)，儲能系統(tǒng)成本為1.5元/瓦時，充放電效率90%，循環(huán)次數(shù)6000次，市場化并網(wǎng)項目較保障性并網(wǎng)成本約增加0.337元/瓦。
華能集團是中國五大發(fā)電集團之一，能源轉(zhuǎn)型背景下，華能集團大幅加速風、光等新能源投資。9月12日，華能山東半島南4號海上風電項目首批風電機組順利并網(wǎng)，成功發(fā)出山東省第一度海上風電。該項目位于山東省海陽市南部海域，總裝機容量301.6兆瓦，安裝58臺5.2兆瓦風機，計劃2021年底前實現(xiàn)全容量并網(wǎng)發(fā)電。
按照可再生能源配儲能要求，2021年6月，華能清潔能源技術(shù)研究院以單價1.663元/瓦時中標儲能系統(tǒng)集成，該海上風電項目陸上集控中心配置儲能一期規(guī)模為15兆瓦/30兆瓦時。
華能清潔能源研究院儲能技術(shù)部主任劉明義告訴財新，目前發(fā)電集團風、光項目配儲能，更多是為了拿風、光指標，儲能實際的經(jīng)濟性貢獻幾乎為零——配了儲能后，收益率普遍降低約1個百分點。“一方面，集團公司每年有新能源開發(fā)規(guī)模要求；另一方面，投資收益率也有硬性指標，一旦降低很難過審。這令我們進退兩難。”他說。
電網(wǎng)側(cè)項目也面臨與電源側(cè)相似的困局。江蘇鎮(zhèn)江分布著八座電網(wǎng)側(cè)儲能電站構(gòu)成的電網(wǎng)儲能電站群，電網(wǎng)企業(yè)希望通過將成本納入電網(wǎng)輸配電價的方式進行攤銷，但后來這一模式卻被叫停。原因是這一模式與國家降低電網(wǎng)輸配電價的大方向相悖，也不屬于電網(wǎng)企業(yè)的管制性業(yè)務(wù)。2019年6月國家發(fā)改委出臺的《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》，明確不能將抽水蓄能、電化學儲能成本納入輸配電價成本。
2020年10月，國網(wǎng)山東綜合能源口鎮(zhèn)儲能電站在濟南市萊蕪區(qū)投運并網(wǎng)，這是山東省內(nèi)首個并網(wǎng)運行的電化學儲能電站，儲能規(guī)模為1.6兆瓦/3.2兆瓦時。該電站一名管理人員告訴財新，電站每天充放電量在2200千瓦時左右，累計充放電量44萬千瓦時，每千瓦時有0.08元的峰谷差套利空間，雖然利用了退運鉛蓄電池節(jié)約部分成本，但距離收回400余萬元總投資仍較遠。
不能將成本轉(zhuǎn)移至電網(wǎng)，2019年12月，國家電網(wǎng)發(fā)布《關(guān)于進一步嚴格控制電網(wǎng)投資的通知》，要求不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網(wǎng)側(cè)電化學儲能設(shè)施建設(shè)，嚴正叫停電網(wǎng)側(cè)儲能。
由于一直缺乏投資補償機制，國網(wǎng)此后在電化學儲能上相對裹足不前，在抽水蓄能上的投資增長卻較多。國網(wǎng)持有全國約66%抽水蓄能電站，2021年3月，國網(wǎng)還披露，力爭“十四五”期間新增開工2000萬千瓦抽水蓄能電站，投資1000億元以上。
此前，抽水蓄能也一度因為不能納入輸配成本而進入投資寒冬，但2021年5月，國家發(fā)改委調(diào)整了抽水蓄能電價機制，明確政府核定的抽水蓄能容量電費由電網(wǎng)企業(yè)向抽水蓄能主體支付，購買抽水蓄能服務(wù)，然后再納入省級電網(wǎng)輸配電價回收，這一新機制扭轉(zhuǎn)了電網(wǎng)對抽水蓄能的投資積極性。
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儲能能否如市場預(yù)期那樣得到大規(guī)模應(yīng)用，安全性是首要門檻，經(jīng)濟性是必要條件。
用戶側(cè)儲能電站則主要靠峰谷價差套利，即儲能通過能量時移，在低谷電價時間段充電，在高峰電價時間段放電，滿足用電需求的同時利用峰谷價差獲利，場景多分為光儲充電站、工商業(yè)園區(qū)、數(shù)據(jù)中心、通信基站、商場、醫(yī)院、酒店港口岸電等。
例如，2021年7月，華東地區(qū)啟用首座特斯拉光儲充一體化超級充電站，通過太陽能屋頂系統(tǒng)發(fā)電后，將電能儲存在Powerwall儲能電池中，最終可供部分純電動車日常充電；北大國際醫(yī)院則以能源管理合同形式簽訂了約2.7兆瓦儲能電站項目。既可在市政電力故障不能供應(yīng)情況下，提高供電保障能力，又能在電價低谷時段儲存電能，電價高峰時段向用電負荷供電，利用“峰谷電價差”降低電力用戶電費，預(yù)計一期儲能電站每年可節(jié)約電費16萬元。
2021年7月29日，國家發(fā)改委下發(fā)《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》，文件最大的亮點便是，拉大峰谷電價價差，大比例上浮尖峰時段電價，體現(xiàn)價格的杠桿作用，這為儲能發(fā)展創(chuàng)造了更大的盈利空間。劉勇稱，這對用戶側(cè)儲能確實是較大利好，峰谷差越大，收益越高，投資回收期越短，最終具體還要看各地方政策實際落實情況。
商業(yè)模式如何打通？
“目前的可再生能源配套儲能，并沒有形成有效的盈利模式。”劉勇直言，不過，中國已有青海、湖南、陜西等地在探索“共享儲能”模式，分攤各市場主體投資風險，提升新能源消納。
以陜西為例，2021年陜西擬以“大規(guī)模集中共享式儲能”為主要發(fā)展模式，通過市場化競爭引入專業(yè)儲能投資運營商，對儲能設(shè)備租賃費或購買服務(wù)價格設(shè)了最高指導(dǎo)價，即以投資收益率6.5%左右來進行測算。既滿足新能源企業(yè)和電網(wǎng)對儲能的需求，又降低了發(fā)電企業(yè)初始投資，從而促進儲能規(guī)模化建設(shè)。
2021年6月14日，位于青海海西與格爾木的兩個共享儲能電站當日實現(xiàn)“三充三放”，該共享儲能電站在棄光、棄風高峰時段將電儲存，在非棄光、非棄風低谷時段將電發(fā)送至電網(wǎng)，新能源發(fā)電企業(yè)則通過租用儲能電站，挽回了棄電這部分的經(jīng)濟損失。
劉勇告訴財新，相較于每個風電場、光伏電站分散式獨立配儲能，共享式儲能電站可根據(jù)周邊風、光資源，由電網(wǎng)綜合能源公司、系統(tǒng)集成商或其他第三方機構(gòu)等多方合建規(guī)模較大的儲能電站。這樣，既方便儲能電站統(tǒng)一集中調(diào)控和交易，也能提高電站自身利用率，提升電站運維水平，推進公共土地資源最大化效益，也讓不同的新能源企業(yè)利用儲能資源實現(xiàn)新能源消納和保障電網(wǎng)穩(wěn)定運行，同時通過市場化收益分配方式實現(xiàn)多方共贏。
但新能源企業(yè)也有顧慮和權(quán)衡。劉明義稱，這其中，新能源開發(fā)商自建儲能與支付租賃費，孰高孰低、哪個劃算？“發(fā)電企業(yè)自己掏錢建，還是成本最優(yōu)化的方式。由外面第三方來建，如何控制成本和租賃費用？”
“儲能商業(yè)運營必須依賴市場，但儲能商業(yè)運營政策缺乏長效機制，儲能投資面臨較大的風險。”國網(wǎng)青海省電力公司調(diào)控中心總工程師王茂春認為。
目前，中國尚未形成成熟的電力現(xiàn)貨和輔助服務(wù)市場。王茂春提及，中國的電力現(xiàn)貨市場部分地區(qū)以發(fā)電側(cè)單邊交易為主，儲能市場價格信號無法傳導(dǎo)至用戶側(cè)形成有效激勵引導(dǎo)，從而造成商業(yè)模式無法閉環(huán)。另外，一些地區(qū)儲能項目收益依賴電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場補償，盈利空間有限，也影響了社會資本投資的積極性。
除了國內(nèi)儲能項目，華能集團還在英國威爾特郡門迪鎮(zhèn)投建了99.8兆瓦的儲能電站。據(jù)劉明義介紹，相比國內(nèi)儲能項目的低收益，海外儲能電站商業(yè)模式完善，調(diào)頻等輔助服務(wù)都可以通過成熟的電力市場獲取收益。
在開放靈活的電力市場中，儲能價值通過市場價格信號體現(xiàn)，盈利模式清晰，在這一機制下，即使不通過政策行政手段強配儲能，投資主體也可獲得足夠反映儲能價值的回報。但中國電力市場的推進速度落后于儲能的產(chǎn)業(yè)發(fā)展需求，包括儲能在內(nèi)的各類調(diào)節(jié)性資源雖然有貢獻，卻未享受到相應(yīng)的補償和收益。
8月31日，國家能源局印發(fā)了《并網(wǎng)主體并網(wǎng)運行管理規(guī)定（征求意見稿）》和《電力系統(tǒng)輔助服務(wù)管理辦法（征求意見稿）》，雖仍存在諸多爭議，但明確了儲能市場主體身份，同時也完善了輔助服務(wù)市場新構(gòu)架。
劉明義告訴財新，除了儲能電站身份問題，還需要具體執(zhí)行細則：“具體是如何參與？什么時候享受調(diào)用？一天幾次？沒有這些規(guī)則，儲能連經(jīng)濟模型都難以建立。”
也就是說，雖然新能源配置儲能屬于解決波動性問題，但這個價值目前并沒有明確可量化的市場收益，儲能的靈活性調(diào)節(jié)價值也沒有可量化的回報方式。
在成本疏導(dǎo)上，2021年5月，抽水蓄能電站價格機制獲得突破，明確以“兩部制”電價政策為主體，競爭性方式形成電量電價，并將容量電價納入電網(wǎng)輸配電價回收，逐步推動抽水蓄能電站進入市場。
業(yè)界有聲音建議電化學儲能也參照抽水蓄能，計入電網(wǎng)有效資產(chǎn)，納入輸配電價回收或者參照上述“兩部制”電價，出臺針對新型儲能的容量電價。
但一名電網(wǎng)規(guī)劃人士認為，抽水蓄能技術(shù)成熟、成本低且已處于穩(wěn)定空間，但電化學儲能成本還較高，“當前還不成熟，成本在未來變化也很大，現(xiàn)在就出臺一個電價機制、讓全社會承擔這一高成本，不合適”。
儲能系統(tǒng)主要包括電池、變流器（PCS）、電池管理系統(tǒng)（BMS）等。一名一線投資基金人士告訴財新，目前大型儲能系統(tǒng)集成商、電芯、變流器大都系成熟上市企業(yè)，短期內(nèi)基金更多關(guān)注民用儲能裝置等。當前市場對儲能熱情的確高漲，但儲能盈利性難以明確，需等待前述電價信號、電力市場等規(guī)則更明朗清晰?！?br />
原標題：儲能蓄勢待發(fā)
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