為何發電廠“不願”增加儲能？
清潔能源不穩定，化石能源又開始剎車，過渡期想把“電”留住，得在儲能上下功夫。
今年九月下旬，一場近年來最嚴峻的限電潮席捲全國，由北到南，自西向東都不同程度地被捲入，引起極大關注。
這輪電荒的導火索，被認為是能耗雙控考核下，多省市急剎車“補作業”，對煤電企業限產甚至直接關停，導致電供“硬着陸”，短期內要從需求端調控的情況。
有人提出疑問：説好新能源替代，去年光伏和風電裝機量這麼大，用去哪兒了？關鍵或許在儲能。曾有分析師這樣描述儲能對電力系統的重要性——問電力系統為什麼發展儲能，約等於吃飯為啥需要碗？
專家指出，不解決配儲問題，新能源供電比例越高，電力平衡保障矛盾就會越突出。然而，原先裝火電的小碗，似乎盛不下新能源的大鍋菜。
1 “留不住”的電
中國工程院院士杜祥琬提出，儲能技術是未來能源系統具備柔性、包容性和平衡功能的關鍵節點——發了電，存不下來，效率再高也是浪費。
技術上看，目前用的最多的儲能技術是抽水蓄能，也就是物理儲能。數據顯示，截至2020年，抽水蓄能在全球儲能的裝機佔比仍高達九成。
現在比較火的鋰電池，也就是電化學儲能路線，佔比約9.2%。相比傳統的抽水蓄能，具有安裝靈活、響應迅速、調節精準、建設週期短等特點。
數據顯示，2020年，中國儲能電池市場出貨量為16.2吉瓦，同比增長71%，其中電力儲能6.6吉瓦，佔比41%。2019年5月至2020年7月，全球新增發電側電化學儲能項目113個，中國新增發電側電化學儲能項目59個，增速據世界前列。
中關村儲能產業技術聯盟秘書長劉為表示，據預測，保守場景下電化學儲能的複合增長率會保持在57%左右，理想場景下會超過70%，即到2025年的儲能裝機總量將分別達到35.5GW和55.8GW。
而即使開足馬力裝機，仍難以滿足需求，根本原因是配儲成本太高，還不能滿足新能源發電“長時儲能”的需求。
新能源的特點是“靠天吃飯”，輸出太不穩定。比如光伏一般是白天有電，到了晚上用電高峯時又沒電了；風電站也經常出現連續數天大風或無風天氣的情況。
根據專家分析，新能源發電可能會經歷三個階段，首先是調峯調頻；當儲能項目成本逐漸下降時，目的轉變為搭配電力增加儲能，增加消納，比如光伏項目配置2-4小時儲能來滿足早晚高峯的用電需求平滑波動，以短時儲能為主；當儲能成本繼續下降，可以直接安排長時儲能，全天候發電。
業內人士表示，“長時儲能”意味着一種理想狀況——新能源發電24小時掛着“充電寶”，隨便什麼時候天公作美，就能將能量儲存下來下次用。
梧桐樹資本投資總監楊炯表示，“目前我國火電佔全國總髮電量的約70%，2030年火電發電佔比需下降近20%，新增電量全部由清潔能源加儲能替代，因此現在開始推廣長時儲能是合理的。”
2 買不起的“緩衝墊”
對儲能的研究最早可追溯至18世紀80年代——意大利科學家發明了現代電池。此後，隨着各國電力系統的構建完善，儲能作為配套設施也隨之發展。
上世紀60年代起，抽水蓄能進入高速發展期，美國、日本等發達國家成為建設抽水蓄能電站的先驅。進入90年代，中國等發展中國家開始大規模建設。
千禧年後，隨着手機等消費電子產品產品的普及，鋰電池行業得到高度關注。作為世界代工廠的中國，在這一階段完成了鋰電池正極、負極、隔膜、電解液四大主要材料環節的積累佈局，湧現出一批具有全球影響力的隱形冠軍。
2015年後，新能源汽車的崛起則進一步推升了這一趨勢。
業內人士指出，事實上，新能源發電以前，儲能行業收到的關注度並不高。“燒煤都是可以控制的，需要電的時候多燒點，不需要的時候少燒點，也不需要多高要求的儲能囤電。”
2017 年，《關於促進儲能技術與產業發展的指導意見》正式印發，這是國內支持儲能產業的第一個綜合性文件，提出了兩點目標：先是商業化，再是規模化。
去年至今，作為推進“雙碳”戰略的重要配套設施，國家與地方層面密集發佈了一系列關於新能源配儲的指導意見，然而主動響應者寥寥。
據不完全統計，自2020年初至今年10月，已有新疆、山東、山西、寧夏、青海、內蒙古、湖南、貴州等十多個省份陸續發佈了新能源強制配備儲能的要求，大致包括“儲能規模在項目容量的10%—15%”“連續儲能時長2—3小時”等條款，同時也要求配備的儲能設備需具備調峯能力，並與市場化項目同步建成併網。
“新能源配儲”，就是指給不穩定的新能源發電廠“多配點電池”。比起只需要固定調頻調峯能力的傳統火電廠，在保證同等供電規模的情況下，新能源需要配更多的電池。
這事實上也是薄利的電廠最主要的成本之一。據天風證券測算，一個風資源相對較好、度電成本相對較低的風電項目，配儲後的成本將增加30%—60%，而對於本身度電成本更高的風電項目來説，配儲後度電成本很可能出現翻倍。對於一個裝機達100餘萬千瓦以上的大基地項目而言，或需在配儲上額外投入數億。
“一方面要強制配儲，額外投入很多錢；一方面又要平價上網，跟同行打價格戰，資金壓力很大。”業內人士無奈表示，“關鍵這個投入還是不帶來收益的，只能變成固定資產折舊。”
3 他山之石——海外商業化探索
全球來看，美國、日本、韓國、歐洲和澳洲是主要電化學儲能市場。其中美國電化學儲能項目佔全球項目總數高達44%，太陽能熱發電熔融鹽儲能項目西班牙佔28.5%，日本在電化學儲能項目上佔據7.7%。相比之下，我國在電化學儲能項目上僅佔全球總量的5.5%，是美國的1/8。
相較我國剛剛起步，海外儲能市場的商業化早已比較成熟，於是至今仍保持高景氣度與增長活力。興起的關鍵在哪裏？除了補貼政策，還有什麼經驗可借鑑？
圖：歐洲各國均出台政策促進儲能市場發展
來源：中金公司
分析觀點指出，一大區別是，國外普遍採用“分佈式光伏+儲能”——鼓勵用户在家中裝機。而國內默認“儲能是發電廠該解決的事”。
2011年至今，全球範圍內已經有10餘個國家或地區出台了分佈式儲能補貼政策，支持獨立的家庭儲能系統。從形式來看，主要採取提供“初裝補貼”的方式，幫助減輕用户購買/租賃的壓力，每套系統最高可以補貼六成。
另一個重要因素是，海外電力輔助服務市場發展較為成熟。
以德國舉例，商業化的儲能市場主要集中在電力輔助服務市場市場和户用儲能市場，其中大型電池項目市場主體地位明確，獨立於發電企業和輸電企業，通過與政府、輸電方、發電方、用電方建立合作關係，獲取多方收益。
澳大利亞亦是，當地的霍恩斯代爾儲能系統是目前全球最大的電池設施，由電站建設商 Neoen 負責運營，市場地位獨立，該項目同時為發電、電網、用户多方提供服務，並按照服務效果拿到相應的收益，明確“誰受益、誰承擔”的原則。
我國目前的機制是發電企業“既出錢又出力”。併網發電企業必須提供輔助服務，再從這些企業中收取一部分資金，加上一部分補貼，形成一個資金池。調度中心根據各輔助服務主體的績效打分，來決定發電企業能從這個資金池中收回多少份額。
“獨立儲能，獨立補貼是一個趨勢，想要市場化必須理清主體責任，確立明確機制。”某電力業內人士表示，“現在的狀態是，為了拿項目硬着頭皮配儲能，配了也不知道會不會調用，能不能拿到補貼。”
值得一提的是，動力電池作為目前最高效便捷，也最受關注的儲能技術之一，具有模塊化，響應快，商業化程度高的特點。我國在新能源汽車領域發展具有一定優勢，產業鏈上下游環節都具有一定積累。有分析觀點認為其商業運行模式值得參考。
“新能源汽車電池考慮的是動力和續航，跟電力企業還是差的比較遠，只能説跟人們生活比較緊密，提前做了一波新能源的教育吧。”上述電力行業業內人士表示。
4 尾聲：市場化，路漫漫
目前，儲能的經濟性與應用需求的緊迫性之間仍舊存在着矛盾。
一方面，儲能系統的成本仍高於傳統動力設備，前期需要投入大量資金，建成後卻幾乎沒有利潤空間，甚至更容易導致虧本，於是參與者動力不足，市場化進程緩慢。另一方面，在能源轉型的關鍵結點，對儲能應用的需求日益迫切。
如何幫助電力企業找到盈利模式，引導儲能行業市場化，成為亟待解決的難題。
在中國能源研究會儲能專委會主任委員陳海生看來，盈利點其實可以有很多：包括限電時段削峯填谷、優先調度帶來的電量收益、降低被考核風險、減少火電旋轉備用容量、電價收益、參與調峯調頻輔助服務等。
“解決儲能運行協同性和安全可靠性問題，需要在規劃設計、運行維護、安全監控、檢測維護等各個方面加以變革和調整，還要抓住標準化這個關鍵。”國家能源局能源節約和科技裝備司副司長劉亞芳如是説。
除了補貼以外，政府層面也正在進行更多嘗試。
目前已有13個省份分別出台配置儲能政策，細則上因地制宜，包括能源發展規劃、電改電價、可再生能源發展、新能源汽車等。預計十四五末裝機達到3000萬千瓦，2030年裝機需求突破1億千瓦，有望超過抽蓄。地區正在進行的儲能項目研究中，華北地區數量最多。
去年8月，國家發改委、國家能源局共同發佈一份指導意見，指出我國電力系統綜合效率不高，要促進各類電源互補互濟，加強統籌各類電源的規劃、設計、建設、運營，因地制宜開展探索“風光火儲一體化”“源網荷儲一體化”實施路徑。意在探索“共享儲能”，提高消納效率。
對此，林洋能源總經理方壯志在“十四五”儲能產業發展論壇上，集中式共享儲能具備六點優勢，一是易於調度，二是質量可控，三是成本優勢，四是投資回報可期，五是模式靈活，六是整合優化。
今年7月，國家發改委、國家能源局發佈《關於加快推動新型儲能發展的指導意見》，提出到2025年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變。這一儲能行業的利好消息再度拉起了一輪相關股票的行情，市場對此抱有諸多期待。
不過，業內人士表示，收益不確定、無配套政策和市場機制、安全隱患難消、行業洗牌尚未進行、與電網融合不明確……等等一系列問題依然是橫亙在儲能爆發式發展前的最大阻礙，短期仍抱有謹慎樂觀態度，期待後續明確政策出台。