强配储能陷阱.doc

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1、强配储能陷阱储能是能源版图的要塞，储能兴，电力市场则兴。然，在当前的制度设计、技术经济条件下，新能源强配储能并不合时宜。新能源配储能“由暗到明”在政策约束下，新能源储能项目被储能业视为新贵，殊不知新能源发电企业正陷入进退两难之境。在电网侧、用户侧储能示弱的格局下，新能源发电侧储能在政策约束下，进入新能源企业投资决策的视野。电网企业视储能为缓解调峰压力、降低输变电损耗、保证电网安全的工具，资源省份也将储能作为撬动投资的载体，储能技术服务商嗅到了迟到的商业机会。唯独对于新能源发电企业，却陷入进退两难境地。自2019年开始，部分地方便将储能纳入新能源接网方案。今年以来，青海、新疆、内蒙古、辽宁、吉林

2、、山东、湖南等十余省将储能写入新能源竞价、平价项目配置方案，原本秘而不宣的商业规则“由暗到明”。政策约束，储能成标配新能源配储能并不是新鲜事物。早在2017年，青海省发改委便在2017年度风电开发建设方案中提出，列入青海省2017年度风电开发建设方案的43个项目按照建设规模的10%配套建设储电装置，储电设施总规模0.33GW。2019年，新疆、山东、西藏、江苏等省（区）也陆续出台政策，鼓励或要求新能源项目配备储能设施。（见表1）2020年以来，国家层面鼓励推动电储能建设，以促进清洁能源高质量发展。5月19日，国家能源局关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见（征求意见稿），明确鼓励建设以电为

3、中心的综合能源系统，实现电源侧风光水火多能互补，需求侧电热冷气多元负荷互动，电网侧源网荷储协调控制；鼓励送端地区全网优化水电、风电、光伏、火电、储能等电源配置。6月18日国家发改委、国家能源局印发关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见，要求提高电力系统调节能力，推动储能技术应用，鼓励电源侧、电网侧和用户侧储能应用，鼓励多元化的社会资源投资储能建设。国家层面政策在于引导和鼓励储能参与新能源并网消纳，但各省政策却将储能作为新能源项目的标配。从地方层面看，仅今年上半年，全国范围内就有新疆、内蒙古、江西、安徽、湖南、湖北、河南、吉林、辽宁、山西、山东、青海等12个省（区）发布相关政策，力促储能在

4、新能源发电侧应用。（见表2）从上各省政策看，部分省（区）对储能配置的装机规模、储能时长等因素提出明确要求。例如，内蒙古要求光伏电站储能容量不低于5%、储能时长在1小时以上；湖北要求风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的10%，且必须与风电项目同时建成投产；山东明确储能配置规模按项目装机规模20%考虑，储能时间2小时，可以与项目本体同步分期建设。部分省（区）明确优先支持的新能源储能项目类型。例如，内蒙古提出，优先支持光伏+储能项目建设；湖北优先支持风储一体化、风光互补项目，对接入同一变电站的风储与光伏发电项目，优先配置风储项目；河南优先支持配置储能的新增平价风电项目；辽宁优先考虑附带储

5、能设施、有利于调峰的风电项目。储能成规定动作，招标规模放量在上述政策引导下，“新能源+储能”招标规模大增。今年上半年，已有三峡新能源等13家发电集团发布了32项光储、风储或风光储项目招标，新能源配置储能规模超过373MW，其中大部分项目为2020年新增平价、竞价项目，需在2020年完成并网。从装机规模看，2020年仅上半年招标的新能源配储能项目规模，就已达到2019年新增电化学储能投运规模（636.9MW）的58.6%。国内新能源配储能已有技术示范案例。早在2011年12月25日，我国首个风光储输示范工程就已在河北省张北县建成投产。该项目综合运用了磷酸铁锂、液流、钛酸锂、阀控铅酸等多种技术路线

6、，每年可以提升200小时的利用小时数，但经济性不佳。2018年6月26日，我国首个光伏发电储能项目共和实证基地20MW光伏储能项目并网。该项目采用了磷酸铁锂、三元锂、锌溴液流和全钒液流电池，建设16个分散式储能系统和6个集中式储能系统。2019年，我国首个风光储多能互补型电站青海共和、乌兰55MW/110MWh风电配套储能项目，以及首个真正意义上的“风电+储能”项目鲁能海西州多能互补集成优化示范工程50MW/100MWh的磷酸铁锂电池储能项目相继投运。其中，青海项目由黄河上游水电开发有限责任公司投资建设，采用阳光电源一体化储能系统解决方案、高度集成的储能变流器和锂电池系统，且配置了高能量密度锂

7、电池，循环寿命长、深度充放电性能优越，能够满足电站调频需求，进一步提升电网友好性。同时，整套储能系统极大提高了机组的AGC调节性能指标与AGC补偿收益，减小考核成本，增加电站的收入。近两年，国内光储项目发展迅速，年增长率高达40%。根据中关村储能产业技术联盟（CNESA）全球储能项目库的不完全统计，截至2019年底，中国已投运光伏配置储能项目累计装机规模达到380.1MW，占中国电化学储能投运项目总规模的22.6%，年增长率为46.4%。储能产业链长，入局者众储能产业链长、相对复杂，活跃于其中的企业也是一个庞大的群体。仅在储能电池、系统集成、PCS（储能变流器）等产业链细分领域，便各自活跃着数

8、十家“玩家”，其中不乏储能龙头企业。其中，储能电池领域的主要参与者包括宁德时代、比亚迪、国轩高科、亿纬锂能、远景AESC、蜂巢能源、天能集团、超威电力、圣阳股份等；系统集成领域的主要参与者包括阳光电源、比亚迪、北控清洁能源、科陆、中天科技、南都电源、上电国轩（上海电气旗下）、南瑞继保、许继电气、平高电气等；PCS（储能变流器）领域的主要参与者包括阳光电源、科华恒盛、盛弘股份、南瑞科技、南瑞继保、许继电气、科陆、上能电气、易事特、科士达、北京能高等。此外，在空调、BMS（电池管理系统）、热失控预警及消防、线束及连接器、集装箱等领域也分别有少则三四个、多则七八个活跃的“玩家”。其中，部分“玩家”在

9、储能领域布局良久、先发优势明显。以全球光伏逆变器+EPC龙头阳光电源为例，早在2015年，阳光电源便携手韩国三星SDI成立了三星阳光储能电池和阳光三星储能电源两家合资公司，开展储能装备的研制和生产，共同拓展新能源储能市场。目前可提供单机功率5-2500kW的储能逆变器、锂电池、能量管理系统等储能核心设备，拥有全球领先的储能系统集成能力。近年来，阳光电源实现了从光伏逆变器向储能PCS供应商，再向储能系统集成商的转变，并开启磷酸铁锂储能系统、三元锂储能系统的双发展。2019年，阳光电源储能业务实现营业收入5.4亿元，同比增长41.8%，产品覆盖0.5C到4C的能量型、功率型等各类储能应用场景需求。

10、截至2019年底，阳光电源参与的全球重大储能系统项目超过900个，北美工商业储能市场份额超过15%，澳洲户用光储系统市占率超10%。根据相关机构预测，到2025年，“新能源+储能”的市场将迈入千亿级。随着行业走入快速发展通道，行业竞争也日益激烈。如何在激烈的市场竞争中立于不败之地，是每一家企业都面临的重大课题。对于老牌铅酸企业南都电源来说，这意味着储能电池路线的转换，甚至发展战略的转型。南都电源是一家成立于1994年的老牌铅酸企业，也是我国电池行业第一家上市企业。早在2008年就开始涉及储能电池及系统集成技术研发，储能业务模式主要为设备产销+EPC。2015年电力市场化改革正式拉开帷幕，南都电

11、源积极谋求转型，推出铅炭电池，在用户侧储能领域开启“投资+运营”商业模式，通过峰谷套利实现经济性，从而一举登顶储能，在2017、2018年连续两年名列中国新增投运的电化学储能项目中，功率规模排名第一的储能系统集成商。而在锂电池一统天下、铅炭电池逐渐丧失竞争性的当下，南都电源再次进行转型，从铅蓄电池转向锂电池、从用户侧储能转向发电侧储能、从“投资+运营”商业化模式转向销售与共建等模式。新能源配储能“达摩克利斯之剑”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

12、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

13、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

14、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

15、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

16、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5