儲能在2020年又火了一把，只不過這次的火，把儲能燒成了燙手的山芋。

隨著十余個省份相關文件的陸續出臺，加裝儲能作為新能源競爭性配置中優先并網條件的“潛臺詞”，已經從2018年的坊間耳語成為2020年業內盛行的“潛規則”。而這一模式的興起，則要追溯到更早的2017年——青海省總計33萬千瓦的強制配套儲能建設規模，只不過那一時期，無論是文件出臺的背景、施加口吻，還是實施效果，都與現今大有不同。

令人頗感意外的是，此輪配儲能熱潮與2017年“青海事件”出現了戲劇性反差——在涉事雙方中反應更為激烈的，并不是投資的追加方；本可以借此擴大規模，扶搖直上的儲能，卻因低價中標事件的發生，險些將近三年來產業努力維護的秩序和未來發展前景白白斷送。

新能源和儲能，這兩個出身、使命都不盡相同的兩兄弟，在能源轉型的大潮中本應相互攙扶，抱團取暖。在新能源憑借儲能技術爭相“變友好”以爭取并網權的角逐中，儲能卻在發展路徑、市場預期和價值取向都不明確的前提下，難尋由技術特性勾勒的“無處不在”的價值發生，似乎成為引發雙方齟齬的根源所在。但是，找不到“位置”的，又何止儲能一家？

一位國家能源主管部門人士在非公開場合表示，“先不說配備的儲能是否能夠接受調度，這樣激進的、簡單的‘一刀切’做法，在標準不齊，安防不到位的情況下，會導致一系列的不確定性和安全隱患，更不要說配置的儲能有沒有經濟性。這是我們不愿看到且不能接受的。”

從系統運行安全的角度，“弊大于利”的結論似乎已經給事態的發展定了調子，然而圍繞著“新+儲”事件背后隱匿的現象，卻引發業內爭論的持續發酵。

顯然，在故事的A面，是學界和業界更為關注的新能源與儲能，如何在塑造系統靈活生態中探索分散與集中式的發展路徑，以更好地擔當起能源轉型的角色重任；在故事的B面，則是被資本賦予“光環”的新生市場主體，在政策和技術儲備都不寬裕的情況下，難以在發、輸、用已經固化的利益格局中，分食到撫育產業壯大的那“一杯羹”。

如果說在現階段，受制于儲能的技術性與經濟性劣勢，使其還無法上升到系統決策的層面，那么作為系統的“顛覆性”技術，在好消息不多、壞消息不斷的尷尬境遇中，將在何時迎來“顛覆系統”的愿景？同樣，隱匿在“新儲”事件背后高成本機組如何與低電價預期適配的問題，恐怕將成為未來一段時期內全行業都在迫切尋找的答案。

 

 

 

故事的A面：“新+儲”符合大多數人的利益，

但稱為趨勢還為時尚早

 

提前一年完成“十三五”規劃目標的新能源，讓世人看到了產業發展壯大帶給我國能源轉型的強大動能，出于對地方產業發展和經濟帶動的需求，全國大多數省份對新能源的發展依然保持強烈的熱情與訴求。

根據中電聯統計數據，截止到2019年底，全國新能源裝機并網容量4.1億千瓦，占電源總裝機20.3%，其中青海、甘肅兩省新能源發電總裝機占比50%和42%，成為全國新能源裝機占比第一、第二省份；超過21個省份的新能源發電已成為省內第一、二大電源；同時，全國28個省份基本完成新能源利用率95%以上的目標。隨著陸上風電、光伏有望在2021年實現同步平價上網，在擺脫了補貼對規模的限制后，預計“十四五”時期，新能源仍將延續“十三五”的發展態勢。

與高比例可再生能源并網伴生的，是系統調控復雜程度指數級的上升和調節能力的頻頻告急。根據“十三五”規劃，抽蓄、火電靈活性改造的目標分別為4000萬千瓦和2.2億千瓦，從項目工程進展情況來看，截至目前，兩項指標的完成度均相對滯后于“十三五”發展目標。借用業內人士的描述，“新能源的發展速度，已經到了與系統靈活性調節資源不協調的階段。”

“再調整就是原則上的調整了。”

作為能源轉型的尖兵，山西省的一舉一動都備受業內矚目。4月22日，國網山西電力公司電力調度控制中心發布了一則《關于開展新能源場站一次調頻改造工作的通知》，涉及一次調頻改造的新能源場站為接入35千伏及以上電壓等級的風電場、光伏電站；改造的技術指標則應滿足《電力系統網源協調技術規范》中“新能源一次調頻技術指標”相關要求。對于技術改造路線并沒有進行明確約束。

由此，針對新的考核辦法，擺在新能源企業面前有兩條出路——要么是像常規電源一樣，限電其容量的6%~10%以備不時之需；要么對機組進行技術改造，其中就包括追加儲能投資。

“通過近幾年的規模化發展，新能源發電的產業技術、工藝，以及成本都得到了顯著的改善提升，新能源也已經從‘新型’能源逐步轉為‘新技術’能源。在由‘配角’向主力軍轉變的過程中，自然要求其具備與身份相當的責任和義務。好比說當初是‘開著拖拉機上路’，現在是時候該配‘駕駛艙’、配‘剎車燈’和‘轉向燈’了。”國網山西調控中心水電新能源處處長趙俊屹在接受本刊采訪時向記者表示，“在新能源走向主力電源的時候，它不但要適應電網、適應電力系統，它還要支撐電力系統的發展需要。這不僅是能量上的平衡，對于無功調節、電壓支撐、系統穩定，都是它慢慢要去承擔的責任。”

無論是使命使然，還是本著“誰的短板誰克服”的公平市場競爭原則，對新能源提出結合自身特質“對標”火電的要求似乎并不有違常理。同時，《電力系統安全穩定標準》提出“新能源場站應提高調節能力，必要時應配置燃氣電站、抽水蓄能電站、儲能電站等靈活性調節資源及調相機、靜止同步補償器、靜止無功補償器等動態無功調節設備”，該標準也已經從電力行業標準升級為國家標準（GB 38755-2019），并已于7月1日起正式施行。

但是一次調頻改造政策的出臺，卻引起了山西省內輿論的強烈反彈——在新能源平價上網之初，對于并不掌握技術成本主動權的項目運營方而言，技術改造無疑預示著收益的進一步縮水，配儲能帶來的“額外”負擔，也引發了新能源企業與電網企業間的矛盾升級。

根據相關測算，以100兆瓦的風電場為例，如果預留備用容量10%，年經濟損失將達到2500萬元，如果加裝儲能，相關投資約為2650萬元，約合風電場投資的2%~3%。不少企業建議，“加裝儲能的項目應給予一定的電價加成和補貼，以提高新能源企業安裝儲能的積極性”。

“如果為了保護某一個群體而‘量身定制’地創造條件，不從統籌兼顧的角度出發，是對其他主體的不尊重和傷害。”趙俊屹表示，“山西省新能源發展‘十三五’規劃的裝機目標是2800萬千瓦，配套1600萬千瓦的火電機組靈活性改造，但是目前只完成了300萬千瓦的改造工作；而目前省內日最大功率波動已經超過1000萬千瓦，從靈活性改造的需求和改造質量上來說都有不小差距。”

“在目前的市場建設和供需關系中，新能源的并網本質上是擠占了其他電源的發電空間，而火電參與輔助服務在現階段更像是承擔一種調節系統和市場的雙重義務。從技術的角度上來說，山西省的靈活性資源遠沒有挖掘殆盡，而再深挖，就需要涉及到原則上的調整，比如安全性的原則，比如各個主體間的利益，甚至各省間的利益。”趙俊屹補充道。

在山西，調節成本的疏導困局猶如囚徒困境。如果將視線轉向中部地區的湖南，選擇配儲能是“殊途同歸”，原因卻莫衷一是。

7月13日，湖南電力交易中心發布關于2020年7月內風電“減棄擴供”專場交易的公告，由電網企業組織省內67家風電場、600余家企業用戶和4家燃煤自備電廠共同參與交易，專場交易的目的則是針對性地緩解湖南省內的風電消納問題。

據記者調研發現，自2020年一季度，湖南全省棄風率高達24.42%，其中3月份高達36.2%；盡管通過4月份以來開展的專場交易，棄風率已經下降至6.06%，但距離年初預計3%的目標還有不小差距。“風電降價仍不能解決風電消納問題，部分風電企業已經開始棄風限電上網了。”業內人士告訴記者。

事實上，湖南省新能源裝機規模位列華中五省第二位，而利用小時卻位列第四，這與湖南省的電源結構和“風雨同期”的氣候環境因素不無關系。僅2月份，湖南統調水電計劃發電量24.4億千瓦時，實際完成月度計劃的163.2%；新能源計劃發電量10.6億千瓦時，實際發電量僅完成了月度計劃的65.2%。與此同時，即使一季度受到疫情影響，省內用電需求疲軟，外購電量依然實現同比增長75.0%，其中祁紹直流長時間保持大方式運行，送電量逆勢增長19.4%，進一步加劇了風電棄風。

“按照湖南省‘十三五’規劃，今年還有1600兆瓦的新建風電規模投產，到年底全省風電裝機將達到6000兆瓦。同時，湖南省非水可再生能源消納指標從2018年的9%上升到今年的13%，但目前省內峰谷差已經擴大到了50%，風電消納存在太多不確定的因素，最后的考核壓力還是會落在電網企業身上。而為了如期并網，承諾為新能源項目配儲能的企業都不太高興地舉了手。”業內人士告訴記者。

“這是一個人為制造的儲能需求。”

顯然，無論是從運行消納的角度提高新能源機組的涉網特性，還是提高系統靈活性以接納更多的新能源裝機，從單體體量和技術實現難度比較而言，源側的靈活性改造都是更容易實施的手段。在新能源發電競爭性配置中，報價相同或報價較為接近時，優先考慮配儲能的項目，無論從產業發展的走向，還是道德制高點上的責任分配，由新能源企業彌補自身的短板，在輔助服務市場建設初期則更為符合大部分市場主體的利益。

與此同時，對于年內并網的新能源企業而言，配比一定比例的儲能似乎也并不全都是“壞事”——雖然短期內“賠”進去了一筆儲能的先期投資，但是對于長期而言，除了可以獲取固定電價的收益外，還可以相應減少市場中的分攤考核費用，選擇配儲能也未嘗不是一筆“算得過來的賬”。然而，隨著平價上網時間節點的來臨，此舉又是否會隨著新能源默默接受命運而成為大勢所趨？

“新能源配儲能似乎更像是一個人為創造的儲能需求。”華北電力大學電氣與電子工程學院副教授鄭華告訴記者，在合理的市場機制中，有需求自然就有技術解決，而這樣的技術方案一定是以經濟性、安全性優先的。火電靈活性改造、抽水蓄能、擴大消納范圍，從技術成熟度和經濟性而言都是優于儲能的選擇。但從現實情況來看，這涉及到新能源與其他電源間的矛盾、外來電與本地電源間的矛盾，以及價格傳導和成本分攤機制等等問題，這些問題都已經成為凌駕于儲能與新能源利益問題之上“更不好啃的骨頭”。

“更值得注意的是，十余個省份配儲能的文件，從技術方案路徑和解決問題的目標導向來看并不統一，對于儲能的技術性能要求、容量配比和規模來說都有明顯差異；由于儲能的收益在很大程度上受制于電網的調度方式和使用頻次，不同的配儲能目的也就意味著不同的市場參與方式和盈利場景，這也是與新能源企業配儲能義務對等的權益，但是在相關文件中卻并沒有提及。”鄭華說。

顯然，如果僅僅是為了解決棄電的問題，配儲能的方式難免有“用長期方案解決短期問題”之嫌，如果棄電現象并非長期存在，那么以消納為目的配置的儲能，其長期收益就無從談起；如果是為了提升并網效果，對于新能源“友好”到什么程度，目前來看都是泛泛的條例。在所有的大前提都很模糊的時候，經濟性就成為新能源企業配儲能的唯一出發點，在電化學儲能電池產能明顯供大于求的階段，出現產業內的壓榨和踩踏也就不那么難以理解了。

在故事的A面中，儲能產業的價值挖掘已經與產業發展的初衷發生了明顯的偏離，在鮮有對高比例可再生能源系統下電力系統對儲能需求的基礎性分析，以及與之相匹配的長期機制、行業標準和利益分配手段時，過早地將儲能推向系統決策的平臺，引發的不僅僅是儲能技術應用的倒退。

當最后一批帶補貼的項目落地后，平價上網項目是否還會繼續為儲能買單？已經入場的儲能設備又是否能在技術效果和經濟潛在價值等方面，得到系統、市場和包括自身在內的多方認可？在政策儲備和市場機制都不明確的階段，留給儲能的，恐怕也只有喧囂過后的虛假繁榮。

 

 

故事的B面：尷尬與愿景長期并存，

儲能發展更需要穩定的市場預期

 

只要在搜索欄中檢索“儲能”二字，無數“爆發元年”“儲能春天”“朝陽產業”的字眼，都會與產業目前所處的尷尬境地形成刺眼的反差。

一直以來，電化學儲能優于水電和火電的響應速度和精度，以及不受地理條件制約和提供“供需解耦”的技術特性，在國外市場得到了充分的應用驗證。隨著2014年國家大力推廣電動汽車產業政策的實施，電化學儲能的成本隨之快速下降，我國也憑借此舉，坐上了全球電化學儲能裝機的第二把交椅。隨之，被冠以“系統顛覆者”“能源轉型最后一公里”等諸多光環的儲能，在國內市場里收割了無盡美譽和眾望。

在學界眼中，儲能并不缺少應用場景，每一個場景都會帶來無限的價值想象空間，作為技術特性和經濟性劣勢極為明顯的新生市場主體，儲能也一直在努力尋找著價值內化的途徑。但在實際應用中，囿于技術突破和價值回報路徑的貧乏，在沒有更高級別的政策依據和行業共識下，儲能在市場利益主體的博弈中顯得無所適從，始終游走于規模化商業應用“元年”的前夜。

“國外的儲能之所以在近幾年突飛猛進的發展，一方面是迫于實際需求，另外一方面是仰仗于成熟的市場機制。”鄭華介紹，“以美國和澳大利亞為例，眾多的用戶選擇光伏+儲能的模式，很大一部分原因是接入或者擴容的費用遠高于自發自用的模式，因而倒逼出了很多新的商業模式。反過來看，國外眾多與新能源相關的商業模式頻繁涌現，都是基于已經確立的、成熟的市場機制，以及儲能在市場中獨立主體身份的確認。而我國的能源轉型與電力市場化改革基本上是同步進行的，在很多外部環境因素不具備的前提下，使得電力體制改革成為能源改革的領先者，需要不斷去試探經濟體制、政治體制方面的諸多問題，這也使得改革的進程尤為艱難。如果不著眼當下解決歷史遺留而單純強調未來，構畫出來的都將是不切實際的愿景。”

“無需過分期待市場在單一層面的作用。”

當下，不論是國家的政策導向，還是企業的發展布局，隨著能源互聯和低碳化發展路徑的推演，儲能必將在大規模可再生能源電力系統中占有一席之地。

盡管經濟規律和產業發展邏輯都在暗示著儲能集約化、聚合化的發展路徑，兼具社會責任并處于系統優化中心地位的電網企業，是投資、推動儲能平臺化發展的最佳主體。但現實情況釋放出的信號也同樣表明，發電側的集成化發展將接棒以往模式，“電網側共享儲能”將以“第三方獨立輔助服務提供者”的市場角色，在儲能于電力產業鏈條中的遷徙，帶給產業現象級變化的開端。

7月13日，國家發改委副主任連維良在2020年全國能源迎峰度夏工作會議上指出，“在深化電力改革方面，要加快推動電力現貨交易的結算試運行，以市場化方式推動電力峰谷分時交易，增加現貨市場申報價段數，鼓勵更多輔助服務納入電力交易。深化儲能和調峰機制改革，明確電源側、電網側、用戶側儲能責任的共擔機制，結合電力交易改革開展試點，通過靈活的市場化機制實現儲能和調峰的成本回收。”同樣，在近期公布的新版《電力中長期交易基本規則》中，也再次明確將儲能納為市場成員。

市場主體身份的確認、電價交易機制的優化——國家相關部門對儲能產業的關注已經從政策的宣貫進入出臺針對性舉措的實操階段。種種政策利好的當下，業界卻顯示出了猶豫與觀望——分時電價交易的范圍有多大？如何與現貨市場做銜接？銜接之后又如何傳導？這樣的政策在“十四五”、“十五五”又是否能夠繼續適用？經歷了以往的沉浮曲折后，儲能在此時顯得冷靜且謹慎。

“目前，我國8個現貨試點都已經陸續完成了短期試結算，有一些試點也已經進入了長周期試結算，這些試點都或多或少地暴露出了雙軌制、限價機制、分攤機制、傳導機制等多方面存在的問題。如果這些問題在短時間內難以解決，從降低終端電價的趨勢觀察，對于儲能這一不能快速降成本以適應市場的主體來說，無論是在源側還是荷側，都不會給留有太多的生存空間。”鄭華說。

從國外的實踐經驗來看，具有較大價格波動性的現貨市場和可以長期獲益的輔助服務市場，是儲能實現商業價值的最佳途徑，但是在道理上說的通的事情，在現實中卻未必樂觀——以某現貨試點發電側報價上限0.665元/千瓦時和下限0元/千瓦時，以及市場出清上限0.8元/千瓦時及下限0.07元/千瓦時來看，扣除充電成本、用戶分成、稅費等外部因素，以及儲能系統效率、運維能力等內部因素，管理與技術水平相對較高的部分儲能能夠實現微盈利，但無論是與其他行業的投資回報相比，還是儲能產業自身的期待值相較，都有不小差距。

可以預見的是，未來“十四五”時期，全國的電力需求將維持低速增長態勢；而電源裝機，尤其是新能源裝機仍將維持一定比例的快速增長。與此同時，在短期內，我國經濟大環境是以降低用能成本為導向，而現階段儲能與新能源的成本都高于火電和水電等傳統電源。隨著新能源裝機與消費占比的提升，平均發電成本將被抬升，在整體電力消費增長乏力的環境下，新增的消納成本顯然無法通過嚴格限價的電力市場解決。

“衡量儲能發展理想路徑的唯一標準就是穩定的政策環境和長期的收益預期。”鄭華說：“儲能的發展一方面要看現貨市場推行的廣度和深度，另外一方面也要看輔助服務市場是否能如期開放。在國外，儲能多被應用在微電網、調頻、備用等多個輔助服務中，其中調頻、備用等輔助服務將是大規模儲能發揮長期價值的關鍵所在。從儲能的技術特性和我國電力市場的發展階段來看，短期內儲能能否在輔助服務市場中實現價值發現，將是關乎儲能下一階段發展走向的核心問題。”

顯然，供過于求是“十四五”時期不能回避的市場環境，過度期待電力市場或以電力市場化手段來解決目前面臨的一切問題并不現實；但同樣可以肯定的是，“十四五”以及未來一段時期，是否能夠如期形成透明度高的市場預期，價格形成和傳導機制能否在改革黃金期捋順，是關乎包括儲能在內，所有新型商業模式成敗的關鍵。

“儲能的發展，既需要適應電力市場的發育階段，也取決于市場主體利益博弈的結果。現階段儲能還屬于典型的政策性產業，盡管雙軌制有可能存在很長一段時間，但是計劃電量在逐漸消減，市場化機制也在逐步優化，這些都是儲能產業發展的基礎和信心。近期多個現貨試點都在積極嘗試調整，比如浙江省日前現貨價差超過1.6元/千瓦時，以及在用戶賬單中首次出現的發電價格、輸電價格，還有包括近期推行的4元/千瓦時的需求響應鼓勵政策，都在為儲能產業釋放出積極的信號。只有這些政策導向和市場化成果能夠常態化，儲能才可以‘正常’、‘放心’地走路。”鄭華說。

高成本機組與低電價預期難以適配，系統如何做好加減法？

從“十二五”時期能源轉型的大幕拉起開始，為了迎接更高比例新能源的加入，近十年來電力行業不斷做著加減法，希望通過調整電源規劃、借助先進的技術手段、市場化手段解決制約消納的瓶頸問題。然而，隨著新能源滲透率的不斷走高，新能源消納已經從單純的技術領域延伸至“利益之爭”，更高的系統運行成本與低電價預期難以適配的矛盾也頻頻被觸發。

毫無疑問的是，新能源是支撐我國能源結構調整，實現清潔低碳、安全高效現代能源體系的關鍵。從產業爆發到平價上網，再到前瞻性的邁進，新能源的規模化開發利用，不僅為儲能、能源互聯等新技術、新趨勢提供了應用場景和實踐基礎，同時也逐步暴露出了我國規劃設計與市場機制建設的不協調，地方與中央在個體與全局利益上的不協調，以及更為敏感的終端價格問題。

圍繞著儲能，不同于以往資本的助推，電力系統需求的聲音已經慢慢顯現——通過儲能提升功率預測精度，增強新能源發電技術的可預見性和可控性，是打開新能源更大規模發展空間，實現能源互聯的重要技術支撐手段；通過布局微電網，負荷中心的分散式、小規模儲能應用，平抑日趨擴大的峰谷差，實現源荷兩端協調匹配，對于儲能產業來說，真正發揮價值的時機或許才剛剛來臨。

此時，電力系統和儲能急需相互了解，相互支持，與之配套的技術標準、運行規則，開放的市場、理智的業主，以及中立的社會輿論和政府的有效監管都是產業健康發展必不可少的要素。

圍繞著新能源，配儲能事件的頻繁發生讓業內對未來能源系統有了更為真實且真切的理解——如果只片面地追求“更高”比例的利用率，而不注重系統友好性的提升和配套機制的建設，其大規模的發展只會讓其他電源背上更為沉重的調節負擔，使本已存在的矛盾不斷被放大。

在“十四五”時期，“被動”的系統是否能夠允許新能源承擔起能源需求的增量？到了2050年，新能源是否能夠足夠“友好”地成為主力電源？在變被動于主動中，不僅需要繼續推動新能源平價上網進程，進一步降低技術及非技術成本；同時，通過市場手段形成更大范圍的統籌消納，建立起與新能源發電技術相適應的市場規劃和運行范式，或許才是綠色發展進程與電價改革步伐不一致的情況下，更低成本的技術解決方案。

圍繞著電力系統，新能源的快速出現和規模化發展，不單單帶來能源生產和技術革命——從電力系統的生產傳輸內在機理，生產運行的管理模式、組織供應方式，乃至于全社會對能源的利用、索取的理念都在發生著廣泛而深遠的變化。

通過透明、合理的價格體系，形成源網荷儲有效互動的電力系統，避免被迫新增大量電源來滿足峰值負荷，以此達到提升系統整體經濟性的目的，系統才能夠更為主動地接納、迎接更高比例新能源時代的到來。這不僅取決于電網、發電企業，更有賴于政府能源主管部門的積極引導和全社會的廣泛參與。

“新儲”困局這一看似偶發性的事件，折射出的不僅是關乎“成本”、關乎“產業”、關乎“生態”的退與進，起與伏。在技術革命、供給革命與能源革命相互交織，互相促進的時代篇章中，無論是作為系統“新貴”的儲能，還是已經足夠“老道”的新能源，在融入綠色發展和社會經濟的過程中，將如何起筆，又將落筆何處？或許一切過往，皆為序章。