具有隨機性、波動性和間歇性的特點，而隨著風光在未來的大規模高比例并網，如何保障電力穩定供應并實現高水平消納利用，成為關鍵難題。

2020年10月29日，浙江長興縣，在10千伏長興雉城儲能電站內，工作人員在蓄電池室檢測并網后單個蓄電池電壓。圖/新華

儲能的狂熱與困境

本刊記者/霍思伊

發于2021.12.20總第1025期《中國新聞周刊》

在今年的“拉閘限電”中，東北的情況最為嚴重，專家認為，這與當地風電占比過高有關。2021年1~7月，東北風電發電量在全國風電發電中的占比高達23%;2021年1~5月，東北風電發電占工業用電量的比重則高達33.9%。同時，另一組數據顯示，東北風電月度發電量波動極大，谷底時僅為峰值一半左右。2021年6月以來，受天氣因素影響，東北風電發電量驟減。由于新能源改革過快，又缺乏足夠的煤電來托底，于是只能采取最后的手段：拉閘。

根據國家規劃，預計到“十四五”末，新能源將成為各地的主力電源，可再生能源發電裝機占電力總裝機的比例將超過50%，到2030年，風電和光伏的裝機將不低于12億千瓦。但新能源發電“靠天吃飯”，具有隨機性、波動性和間歇性的特點，而隨著風光在未來的大規模高比例并網，如何保障電力穩定供應并實現高水平消納利用，成為關鍵難題。

強配儲能“大勢所趨”

儲能，顧名思義，就是在電力富余時將其存儲下來，在需要時放出，本質是通過充放電來實現電網的實時平衡，類似于一個大型“充電寶”。當前，主要的儲能方案是采用抽水蓄能，用電低谷時通過電力將水從下水庫抽至上水庫，用電高峰再放水發電。在不同的儲能技術路線中，抽水蓄能的技術最成熟，成本也最低，適合大規模開發，但由于受地理條件的限制，無論是開發潛力，還是增長空間，都不如這幾年漲速更快的新型電化學儲能技術。而在新能源陣營里，由于光伏對儲能的需求更高，以及考慮到成本問題，目前通行的做法是光伏企業配備電化學儲能。

電化學儲能有多流行?

從一組對比強烈的數字中可以找到答案。中關村儲能產業聯盟(CNESA)數據顯示，截至2020年底，在全球已投運儲能的累計裝機中，雖然抽水蓄能占的份額最大，為172.5吉瓦(1吉瓦=100萬千瓦)，但增速極低，同比增長只有0.9%;而全球電化學儲能的累計裝機規模只有14.2吉瓦，但同比增長高達49.6%。

中國是全球最大的電化學儲能市場，2020年首次次超過美國，在全球市場的占有率達到了33%。2015~2020年，中國電化學儲能裝機復合增長率超過80%，2020年電化學儲能的同比增長甚至達到了91.2%。如果說全球電化學儲能還只是在高速路上奔跑，中國的電化學儲能是在“飛”。

但就在2019年，中國電化學儲能增速還只有59.4%。2020年究竟發生了什么?

2020年上半年的一天，山東省某光伏開發企業董事長王楊突然被叫去參加了一個會議。會議由山東省能源局組織，國網山東的人也在，王楊發現，當地一些“叫得上號”的新能源企業悉數到場。省能源局的人說，最近，山東電網的調峰功能已經急劇惡化，當下迫切要解決的是電網不穩定、不平衡的問題。

王楊一聽就明白了，這個“解決方案”就是“新能源+儲能”。果然，幾個月后，2020年6月5日，國網山東發布要求，2020年山東參與競價的光伏電站項目，“儲能配置規模要按項目裝機容量的20%考慮，儲能時間2小時”。到了2021年2月，山東省能源局再度發文規定，配套比例“原則上不低于10%”，在措辭上更加強硬。

實際上，此前，電網一般會與新能源開發商在私下里達成協議，規定配置儲能可以優先并網，這是業內不成文的慣例。但從2020年下半年開始，多地的政府和省網公司將這一條件擺到了臺面上，紛紛在新能源競價的招標方案中寫明配置儲能的比例。

比如，國網湖南2020年3月23日發布規定，要求儲能項目與省內風電項目同步投產，配置比例為20%，時長為2小時。三天以后，內蒙古自治區能源局也在《2020年光伏發電項目競爭配置方案》中寫明：優先支持光伏+儲能項目建設，光伏電站儲能容量不低于5%，儲能時長在1小時以上。此后，河南、山西、新疆、河北、江西等地也相繼發文。

記者統計各省區政策發現，2020年，全國先后有17個省市區出臺了相關政策，而進入2021年以來，至今已有20個省市區提出了“風光儲一體化”。各大央企、國企，以及部分民企紛紛布局，比如，國家能源集團2021年新開發了五個一體化項目，華能集團有八個新項目，其中包括位于安徽蒙城的“風光儲一體化新能源基地”，總規模達到2吉瓦。目前，各省區的儲能配置比例基本都在5%~20%之間，一般要求儲能時長為2小時。

從各地規定來看，大部分地區新能源“強配”儲能措施由暗到明，到2021年成為大勢所趨。

中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎對《中國新聞周刊》指出，各地統一要求“強配”儲能，主要是為了解決風光難以消納的問題。

截至2020年底，全國可再生能源發電裝機達到9.34億千瓦，占全部發電裝機的42.5%，但同期，可再生能源發電量只有2.2萬億千瓦時，占全部發電量的29.1%。“可再生能源的裝機規模特別大，但是發電量很小。”廈門科華數能科技有限公司市場總監陳超對《中國新聞周刊》說。

陳超指出，今年各地頻頻的“拉閘限電”和全國范圍內的電力缺口，其實反映出風光等新能源并沒有充分承擔起在電力系統中的責任。而在“雙碳”目標下，國家提出要加快構建以新能源為主的新型電力系統。而儲能作為一種重要的電網靈活性調節資源，它的發展制約著更高比例和更大規模可再生能源的并網進度。簡而言之，如果儲能“跟不上”，新能源裝機量再大，實際發電量也上不來。

再以山東為例，該省過去曾因煤炭消費占比高、煤電裝機占比高的“兩高”問題被批評，因此近幾年積極發展新能源。截至2021年9月底，山東光伏裝機達2868萬千瓦，居全國第一，但山東電網的靈活性調節資源卻不足1%，遠低于全國6%的平均水平。

在2021年4月舉辦的第十屆儲能國際峰會暨展覽會開幕式上，國家電網公司總工程師陳國平強調，2030年中國要想實現12億千瓦的新能源裝機容量，至少需要匹配2億千瓦的儲能。目前我國的抽水蓄能裝機在4000萬千瓦左右，受制于建設周期，到2030年我國抽蓄電站裝機最多只能達到1億千瓦。

“那么，剩下的1億千瓦的儲能要怎么實現?”

2021年12月13日，河北秦皇島市撫寧區，施工中的撫寧抽水蓄能電站。圖/新華

商業模式困境

陳國平拋出的疑問，王楊也在思考。他并非不知道儲能對山東的重要性，但站在企業角度，如果從儲能中“賺不來錢”，則沒有動力主動去配，而如果企業一直不配，消納問題就難以解決。他理解政策要求“強配”儲能背后的無奈，但問題是，也別讓我們虧太多。”他說。

王楊為自己算了一筆賬，建一個光伏電站，比較理想的情況下，收益率“能達到10%就已經不錯了”，大約需要10年來收回成本，如果再配上20%的儲能，投資成本會再增加10%~20%，收益率也隨之從10%降到了6%~7%。

根據山東電力工程咨詢研究院裴善鵬等人在一篇論文中的最新測算，如果建設一個500兆瓦的新能源項目，按照20%、時長2小時的儲能配比要求，直接投資將增加 4 億元，共增加成本6.7億元。

2021年是“風光平價”元年，風光的電價補貼時代已經在2020年底結束，現在，風電和光電執行的是燃煤標桿上網電價，相當于要和火電在同一個起跑線上去競爭。在這樣的背景下，原本光伏企業的日子就不好過，強配儲能政策更是雪上加霜，讓他們的利潤空間進一步壓縮。在成本的壓力下，王楊還觀察到，近幾年新能源的項目越來越向大型的央企、國企集聚，民營光伏企業只能在“夾縫中艱難生存”。

王楊的糾結指向一個儲能行業多年的痛點：缺乏有效的商業模式。

目前，光伏企業在儲能這塊的主要收入來源是提供調峰服務。因為電力系統的特性是必須保持實時平衡，發出的電和使用的電同步，所以發電機組需要不斷改變出力來適應時刻變化的用戶負荷，這就是調峰，也就是一種短時電力調節。

儲能參與調峰的“收入”在各省雖有差異，但都在1元/kWh(千瓦時)以下，且幾個報價較高的省份還進一步下調了價格，比如青海2020年12月將儲能調峰每度電的補償價格由0.7元下調至0.5元，湖南也在同期從0.5元/kWh降至0.2元/kWh。山東的儲能有償調峰報價上限只有0.4元/kWh。

華北電力大學經濟與管理學院教授袁家海對《中國新聞周刊》指出，按照目前的補償標準，企業沒有動力提供調峰服務，“怎么算都不劃算”。因為儲能電池一度電的儲存成本在0.5~0.6元，如果再加上它的運行成本和能量損耗，成本要到0.8~0.9元/kWh，大部分的調峰補償價格都比這個數字要低。“我去基層了解儲能項目運行的實際情況，由于缺乏經濟性，大部分儲能項目都寧可趴著曬太陽，也不愿意調用來參與調峰。”他說。

但即使補償標準提高，專家指出，解決儲能商業化問題的關鍵，也并非如此簡單。

在中國，調峰市場屬于電力輔助服務市場的一部分。所謂“輔助”，是在正常電能生產、輸送、使用外，為了維護電力系統穩定運行而提供的額外服務。我國電力輔助服務市場的交易品種包括調峰、調頻、備用、自動發電控制(AGC)、無功調節、備用和黑啟動服務等。2020年，中國已有22個省啟動電力輔助服務市場，但都在市場建設初期，主要的交易品種就是調峰，部分地區輔以調頻。

但在外國的電力輔助服務市場中，并沒有調峰這項服務。袁家海解釋說，在美國，實時電價的變化會自然而然地引導發電企業去主動參與調峰，讓發電系統“平滑”出力，不需要一個額外的調峰產品。

因此，調峰輔助服務是在電價還沒有完全放開的中國的特色產品。長期關注中國儲能市場和政策的埃信華邁高級研究分析師梅根·詹金斯對《中國新聞周刊》指出，中國的調峰市場是在電力現貨市場實施之前的一種提供平衡功能的過渡性市場結構。

當下，中國的電力現貨市場改革剛剛起步，只有廣東、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等八個地區是試點，大部分省還是以“計劃電量+中長期合同電量”為基礎，實時電價沒有放開。在浙江和廣東，都已經不再有調峰市場。

在袁家海看來，只有建立了成熟的電力現貨市場，并且市場上有非常敏銳的價格信號時，儲能的商業模式才能走通，“比如通過峰谷電價套利，每度電可以有0.2~0.3元的利潤，如果再算上參與調頻等輔助服務的收益，企業就更有動力了。”

中關村儲能產業技術聯盟常務副理事長俞振華指出，目前我國儲能設施的系統性成本與收益，以及相關受益主體尚未得到詳細且明晰的評估，成本也未疏導至“肇事方”或受益主體，導致政策的有效性和可持續性較差。應推動建立合理的成本疏導機制，按照“誰收益，誰付費”以及“誰肇事，誰付費”的原則。

此外，到目前為止，政府對儲能的補貼僅限于少數地方層面的政策，而在國家層面一直沒有對儲能發放補貼。梅根·詹金斯指出，從政策設置來看，國家一直強調要使用“基于市場的機制”來補償儲能。從一開始，這就和風光“大規模補貼”的政策邏輯不同。但問題在于，在缺乏足夠市場環境的背景下，這種對儲能市場化的“一廂情愿”的希冀是否能夠實現?

今年7月，國家發改委、能源局兩部門聯合發文稱，探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收。“這意味著，國家在政策上釋放出一個信號，可能未來會把這個事放開。”陳超說。

“最好的時代”?

對于“指標式”上馬儲能項目，王楊說，新能源企業現在的心理很矛盾。一方面因為“被逼著”建，不得不建;另一方面也在想，萬一以后國家“出一個好政策”，如果現在不建，就失去了先機，“占坑的心理很普遍”。

專家擔心，在這種心理下，可能會帶來整個產業的無序發展，出現“劣幣驅逐良幣”的現象，尤其在缺乏標準的情況下，企業為了壓縮成本，造成低技術水平儲能產品的大規模使用，會加劇安全風險。

據不完全統計，截至2021年，近10年間，全球共發生32起儲能電站起火爆炸事故。其中，日本1起、美國2起、比利時1起、中國3起、韓國24起。

2021年4月16日中午，北京豐臺區最大規模的商業儲能電站在毫無征兆的情況下突發爆炸，爆炸當量相當于26千克TNT。事故造成1名值班電工遇難、2名消防員犧牲、1名消防員受傷，直接財產損失達到1660.81萬元。

事發半年多以后，11月22日，北京市應急管理局終于公布了事故的調查結果，認定“4·16”較大火災是一起責任事故，起火直接原因是磷酸鐵鋰電池發生內短路故障，引發電池熱失控。

儲能安全是一個系統性問題，不僅和電池質量本身有關，還涉及電池管理系統、電纜線束、系統電氣拓撲結構、預警監控消防系統、運行環境、安全管理等多個方面。

當下，全球進入大規模儲能時代。隨著儲能集成系統變得“更大”，也對其安全性提出了更高的要求。據中國能源研究會儲能專委會/中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)全球儲能項目庫不完全統計，截至2020年底，全球只有9個百兆瓦級的儲能項目，但在建的百兆瓦級項目超過60個。到了2021年，這種趨勢更加明顯，今年上半年，中國百兆瓦以上規模的項目個數是去年同期的8.5倍;吉瓦級別項目也被列入開發日程。

在“雙碳”國家戰略目標驅動下，儲能作為支撐新型電力系統的重要技術和基礎裝備，其規模化發展已經成為必然。

2021年7月15日，國家發改委、能源局正式發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》。這是國家在政策層面第一次明確新型儲能的裝機目標，提出了“兩步走”戰略：到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，裝機規模達3000萬千瓦以上。到 2030 年，實現新型儲能全面市場化發展。新型儲能指的是抽水蓄能以外的儲能，以電化學儲能為主。

俞振華指出，3000萬千瓦的發展目標，也就意味著未來五年，新型儲能市場規模要擴大至目前水平的10倍。如果按復合增長率50%的保守估計，到2025年，儲能產業規模將達到35吉瓦，在樂觀場景70%的復合增長率下，產業規模將躍升至55吉瓦。

看起來，電化學儲能正步入“最好的時代”。資本已經蠢蠢欲動，儲能被認為是繼光伏、電動車之后的下一個萬億賽道，撒下去的資金在各地全面開花。

但專家質疑，上馬這么多儲能，究竟是否和本地的風光規模和電網規劃相適應?

江蘇蘇源高科技有限公司綜合能源事業部高級項目經理楊李達指出，前幾年因為國家有補貼，光伏和風電裝機“大爆發”，而各地的儲能沒有及時跟上，所以頻繁出現棄光棄風。為了解決這個問題，現在各地要上儲能。但這些“舊賬”究竟有多少?指標之外的企業自建的屋頂光伏裝機有多少?未來電網的規劃是怎樣的?五年之內要擴容多少，是一步到位還是分期實施?

“這些因素都會影響到對儲能容量的規劃。也就是說，儲能是跟著走的，應該從總體上更好地統籌規劃，而不是像現在這樣，比如東部某省每一個市的國資委都在建光伏電站、儲能電站。為什么?因為要實現雙碳目標，不建，電就上不了網。”楊李達說。

中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會秘書長劉勇對《中國新聞周刊》建議說，每個省份現在都應該思考，結合本地的電力系統，到底需要多少儲能容量來支撐?這些容量可以保證多少新能源裝機?未來五年的長期規劃是什么?

在技術上，當下也存在很多挑戰。國家應對氣候變化戰略研究和國際合作中心首任主任李俊峰對《中國新聞周刊》指出，儲能現在只能解決新能源出力的平滑問題，也就是把電力系統里的“小毛刺”去掉，但未來，更需要解決的是“有無”問題，比如連續遇到七天陰天怎么辦?

埃信華邁清潔技術首席分析師榮佑民博士對《中國新聞周刊》解釋，在儲能的不同技術路線中，從現有的技術潛力分析，由于龐大電動車終端市場的驅動，鋰電池儲能至少在未來5~10年內將會主導儲能產業的發展。與之相比，抽水蓄能受地理條件的限制太大，氫能在技術上還不成熟，鈉離子電池、飛輪儲能、壓縮空氣等還在試驗階段，且這些技術的成本目前遠高于鋰電池。

但鋰電池最多只能做到小時級的儲能，全球的平均水平大約在4~6小時，將來可能突破8~10小時。如果再進一步，實現以日、周和季度為單位的長時儲能，目前的技術瓶頸還很大，也很難預判哪一條技術路線更有希望，“可能要到幾十年之后才能看到一條相對清晰的路徑。”榮佑民說。

從長期來看，長時儲能技術是未來發展趨勢，但還有很長的路要走。

(王楊為化名)