经历了 2019 年寒冬的储能行业在 2020 年似乎没有太受新冠疫情的影响。今年以来，各省主管部门支持风电场、光伏电站配置储能的政策，各发电公司发布风电场和光伏电站配置储能的消息不停地出现在各大公众号上。美国同行给配置了电化学储能设备的大型风电场和地面电站起名字叫“Hybrid resource”（后文简称 Hybrid）。Hybrid 对于中国储能行业来说是熟悉得不能再熟悉的模式，最早可追溯到张北一期示范项目，十年弹指一挥间，今天 Hybrid 发展得如何？这种模式是否合理？还存在哪些问题？在政策和市场设计中还有哪些工作要做？储能公司和从业人员该如何看待这一波行情？本文将对上述问题一一做出分析，希望能给关注储能行业发展的同行一些启发。
Hybrid 的这一波热度源于 2019 年 5 月，国家发展改革委、国家能源局联合印发的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807 号），而后各地陆续发文支持配备储能的可再生能源项目。各地政策细节略有不同，配置比例从 5%、10% 到 20% 不等；放电时间不同，补偿机制也有差异。随着各地类似文件的发布，各种 Hybrid 项目的招标信息、开工信息频频出现。有媒体指出，截至到 2020 年上半年，此类项目已经超过了去年安装量的一半，考虑到疫情影响，这个数字可以算是非常好的成绩了。
但也有媒体爆出，有的项目采购的是劣质电池，因为风电和光伏开发商关心的不是储能如何盈利，更多的是为了其项目能够并网，而在国家相关部门未明确电池要求的情况下，储能成了并网的“敲门砖”，甚至视其为“赔钱货”，一时间让关心储能行业发展的人捏了一把汗，部分中标价格电池系统的安全性和稳定性不那么让人放心。
按照目前各地的结算办法，在储能收益甚微的情况下，发电企业视储能为新增成本，并不重视所采购的储能系统的质量和运行水平，所以更愿意采购价格低的设备。笔者特地向风电、光伏行业同行请教为何在不能收回成本的情况下依然有这么多项目上马，得到的回复是，今年还有一些风电项目能够享受固定上网电价，为了这部分项目能够并网，投资商能够接受通过固定上网电价收回加装储能的成本，而明年平价上网将大面积铺开，以目前的风机造价，难以兜住储能成本。对于地面光伏电站来说，因为光伏组件成本下降的趋势迅猛，能够以一年的发电收益为代价，承担对应的储能成本，或者说以牺牲一部分光伏项目的利润换取项目的并网机会。
1% 背后的成本
电网公司为何希望可再生能源电站配置储能呢？为的是实现可再生能源消纳指标里“最后的百分点”。关于储能与可再生能源消纳的关系，国内外已有诸多权威机构给出研究结论，早在 2010 年，美国国家可再生能源实验室（NREL）就发布了题为“The Role of Energy Storage with Renewable Electricity Generation（可再生电源中的储能角色）”的报告。
上图是报告最核心的结论，即可再生能源消纳可以在发电端和用户侧两边一起进行，实现更高的可再生能源穿透率需要成本更高的消纳手段，所以消纳问题既是技术问题，更是经济问题。解决的办法很多，如提高发电侧机组的柔性、通过弹性电价机制调动用户侧的积极性、上马新的负荷、通过修建线路扩大消纳的范围等等。NREL 这个图是示意图，按照当时（10 年前）各种技术的成本，储能是最后的选择。
同时，这张图也说明：高比例的可再生能源是需要电化学储能技术的。现在的问题是多高的穿透率需要大规模的储能技术，目前距离这一时间点还有多远。如果现行技术和政策储备较为宽裕，那么就不应强制要求风电场和光伏电站配置储能，至少不宜大面积铺开。如果强制要求配套储能，那么应该为 Hybrid 模式进行系统的政策设计，保证其有合理的盈利模式。
但从目前各地支持 Hybrid 模式的政策来看，补偿措施或充放电定价偏低，不能保证收回储能成本。比如，某地区以现有手段可以实现 10%的非水可再生能源消纳，但如果配额制要求完成 11%，那么为了这多出来的1个点就得加装储能。这一现象与供电高峰的情况类似，各地每年夏季进入高温、高湿天气的时候，电力系统的最高负荷持续攀升，全年最大负荷 95%以上的尖峰持续时间低于 24 小时，但为了这 5%的尖峰负荷，电力系统需要投入的成本呈指数级增加，因为针对这 5%负荷投入的设备利用率极低。因此，各地都出台了尖峰电价，用于收回为这 5%负荷投入的成本。而 Hybrid 电站里的储能并没有得到类似的待遇，比如《新疆电网发电侧储能管理暂行办法》中规定“电储能设施根据电力调度指令进入充电状态的，对其充电电量进行补偿，具体补偿标准为 0.55 元/千瓦时”。在储能被调用次数不明确，每次补偿 0.55 元的模式下，储能的收益应该不会高于用户侧用于峰谷差套利的模式。
可再生能源消纳的“主菜”还是“配料”？
一直以来，储能被冠以“可再生能源最后一公里”、“能源转型的皇冠”等“头衔”，实际上更多的是“未来的技术”。从 2014 年国家大力推广电动汽车以来，电化学电池取得了很大进步，电池价格的下降速度非常快，那么，我们距离 Hybrid 模式大面积铺开还有多远？
今年美国伯克利国家实验室和美国电科院 EPRI 在 The Electricity Journal 上联合发布题为“Motivations and options for deploying Hybrid generator-plus-battery projects within the bulk power system”的报告。报告引用了美国能源信息署（EIA）的数据：美国目前已经拥有和运营 4.6GW 的 Hybrid 电站，即将并网的在建项目还有 14.7GW，申请并网（规划）Hybrid 项目的总装机容量为 69GW。
为何美国 Hybrid 项目这么多？报告给出的原因是：如果电池充电 75% 来自光伏，储能设备能够享受 30%ITC 减税抵扣；储能和光伏等发电设备安装在一起，可以共用线路、变电站、路条、并网等支出；调度和电力交易可视 Hybrid 为一个整体，这种模式可以直接通过美国现有的电力市场规则收回成本，且不需要对已有规则做太多调整；在美国很多州会给 Hybrid 电站容量电价，使其度电上网电价控制在 10 美分以内（不同州的电价政策不同）。但同时也指出，Hybrid 模式可能会影响选址，进而影响电站的灵活性。
如此看来，第一，在美国 Hybrid 非常受欢迎，美国同行很看好这种模式；第二，在 30%退税抵扣的情况下，Hybrid 电站的度电电价能控制在 10 美分以内；第三，政策对于可再生能源和储能发展的影响至关重要，但决策的依据是科学的分析，而我国学界围绕 Hybrid 模式对整个电力系统的影响还缺乏针对性的研究。
中国最近几年，尤其是 2018 年国家能源局发布《清洁能源消纳行动计划（2018-2020 年）》之后，已经提前一年完成了 2020 年的目标，即将风电和光伏的弃电率控制在 5 个百分点之内。采用的手段都可以在这个行动计划中找到，比如火电灵活性改造、电能替代、需求侧响应、特高压西电东送等等，和前文提到的消纳手段与政策逻辑一致。
2020 年 6 月 5 日，国家能源局发布关于印发《2020 年能源工作指导意见》（下称《指导意见》）的通知，其中关于增强系统储备调节能力的描述包括：积极推进抽水蓄能电站建设和煤电灵活性改造。加强需求侧管理，充分挖掘用户端调节潜力。完善电力系统调峰、调频等辅助服务市场机制和煤电机组深度调峰补偿机制，与上述行动计划、NREL 的报告也是一致的，说明上述技术手段可行有效，并且尚有进一步开发的空间，政策层面还会进一步支持上述技术手段，并没有提及电化学储能技术。《指导意见》中对储能的描述是：加大储能发展力度。
研究实施促进储能技术与产业发展的政策，开展储能示范项目征集与评选，积极探索储能应用于可再生能源消纳、电力辅助服务、分布式电力和微电网等技术模式和商业模式，建立健全储能标准体系和信息化平台。从表述上看，政策决策者至少在今年对储能没有寄予过高的期望，定位依然以示范、探索为主。可再生能源消纳的重任更多的还是落在其他成本更低的技术手段上，政策层面并没有强调 1%实现不了必须配储能的情况。
对于已经并网的项目和即将上马的 Hybrid 电站来说，这是个潜在的风险，在难以收回成本的情况下，如果当地的其他消纳手段发展得好，Hybrid 的作用不是那么明显，那么储能就会沦为发电企业的负担。今年 5 月，国家电网发布了《国家电网经营区 2020 年风电、光伏发电新增消纳能力》，明确了其经营区内以省为单位，各省能接受的风电和光伏的新增安装量，但没有明确是以既有消纳手段还是考虑了新增消纳手段得出来的数据。
消纳的问题是一个动态问题，如果出现最坏的情况，那么这波热潮将和去年储能没有被纳入输配电价的结局类似，等待储能行业的将是另外一盆冷水。
储能与“独立宣言”的距离
现在看来，可再生能源 + 储能的模式仍有许多疑问，各地要求新增风光项目配套储能，但并没有统一或者明确提出相关要求；发电企业为了项目能够并网，哪怕补偿办法不能收回成本，也要勉为其难地牺牲掉部分利润加装储能，在这种情况下，质量和服务非首要标准，价格低的产品反倒成了首选。因此，笔者呼吁：
国家能源主管部门尽快出台 Hybrid 项目的标准。明确电池的配比、放电时长、运行规则等，避免出现劣币驱逐良币的现象。
明确目前的消纳手段能否完成现在的消纳任务，如果将 Hybrid 定位为示范探索，各地没必要纷纷加装。如果 Hybrid 项目不能实现盈利，在其他消纳手段成功实施后，发现不需要储能依然能很好地实现可再生能源消纳目标，那么已投建项目将沦为新的“过剩产能”，这不利于储能行业的长远发展。如果现在多出来一两个百分点的消纳指标需要依靠储能来实现，那么要给储能一个合理的定价机制。以行政手段将储能作为一个“包袱”甩给发电企业，这对发电和储能来说都有失公平。
明确发展模式。从储能参与可再生能源消纳的技术角度来说，没有必要把储能安装在风光电站之内。这种模式的兴起更多是由政策设计所引导起来的，它是未来新能源发展的终极模式还是只是“昙花一现”，目前尚难以确定。储能用于可再生能源消纳，是应该鼓励 Hybrid 这种模式，还是独立储能电站参与辅助服务市场，抑或鼓励用户侧安装储能？笔者认为，储能装在用户侧，在小部分弃电的时段用于消纳而大多数时间从事其他本地或者电力交易方面的应用，或许更适合目前储能用于消纳的定位。
储能相关政策的制定应更多站在行业发展的角度，而非围绕可再生能源消纳来为储能打造发展路径。一直以来，业界似乎已经习惯于将储能和可再生能源放在一起考虑，甚至有人认为储能是可再生能源的附属品，但实际上它可以实现的应用和价值远不止于此。比如，我国电力供应的主要矛盾之一是电力总量富裕但短时尖峰负荷供应短缺，针对这个问题，用户侧储能是比 Hybrid 更适合的解决方式。而消纳更多的可再生能源也绝不是储能的收益，储能从事什么样的价值的应用就应该按照相应的价值获得经济收益。只有这样，才有利于储能实现多重收益，早日实现商业化。
日期：2020 年 07 月 来源：南方能源观察 作者：杨洋
