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北極星太陽能光伏網訊:爭議從未停止。
“成本太高，只是錦上添花，我覺得不行！”；“這是面向未來的朝陽產業，前景不可限量，我覺得可以！”
這正是能源行業看待電化學儲能的兩種截然不同的態度，有人覺得現在去談儲能的商業化為時尚早，但也有人覺得儲能已經在許多業務場景中發揮至關重要的作用。無論如何，儲能作為當今能源行業最受關注的領域，曝光度與日俱增，與此同時，越來越多的企業開始躬身入局，有些甚至“先下手為強”了。
與以往不同的是，發電集團、地方國企、電池巨頭在儲能的實質性佈局逐漸浮出水面。首先，以國家電投為代表的發電央企和以福能集團為代表的地方國企對儲能展現出前所未有的積極性，開始在儲能板塊傾注更多的人力、物力和財力。其次，以寧德時代為代表的電池巨頭“合縱連橫”的簽約消息不斷爆出，與上下游企業合資建廠亦開始依次落地。
當這些重量級玩家開始“玩真的”，尤其是巨頭間的聯手無疑會再次加速行業的洗牌。這對產業的長遠影響不言而喻：種種跡象表明，發電企業有望替代電網成為儲能投資的主力軍，儲能市場環境也將徹底區別於以往靠個別公司大規模帶動的發展模式。
推動各大發電集團作出這一決定的主要原因是，其風、光等清潔能源發電佔比逐步提升，隨著未來光伏等新能源的大範圍平價，新能源發電的邊際成本不斷走低，影響新能源發展的不再是補貼而是消納，新能源和儲能的結合顯得愈發迫切。
這一次，儲能市場的風向或許真的變了。
有業內人士稱，這或許是個積極信號，儲能投資主體從一家獨大的電網轉向發電集團、地方國企和有實力的民營企業，大家可以在更加公平、公正的市場環境中同臺競技。雖然“新能源+儲能”尚有諸多的難題待解，但這是能源領域歷史級變化的開始。
應用場景的大遷徙
回顧過去幾年儲能的發展史，2018年絕對是個值得紀念的年份，大家把這一年，稱之為“儲能元年”。
以2018年為界，在2018年之前這段中國儲能的初級旅程中，以南都電源為代表的儲能企業憑藉“投資+運營”的模式帶動了用戶側儲能的快速崛起，在客觀上探索、驗證了中國用戶側儲能商業化的諸多可行性。
而後以鎮江為代表的電網側儲能異軍突起，動輒百兆瓦時的儲能電站直接帶動中國儲能產業邁過GW/GWh大關，成為2018、2019年儲能產業的重要支撐。
當大多數企業準備將電網側作為重點方向發力的時候，去年年中發改委的一紙文件將電網側儲能打入冷宮，電網擬將儲能納入輸配電價的願望徹底落空，原本規劃的大量項目不得不叫停。
對以風電、光伏為代表的新能源企業來說，這不是一個值得慶幸的消息。電網減少這種“出力不討好”的資金投入，不僅僅已有的棄風棄光問題難以儘快解決，新增的風光電項目也將面臨併網難、消納難的局面。
截至2019年底，風電、光伏裝機雙雙突破2億千瓦，未來隨著新能源裝機的不斷增長，電網對儲能的需求有增無減。在大多數從業者看來，“可再生能源+儲能”將成為儲能行業未來重點發力的方向。
自去年下半年開始，“可再生能源+儲能”的熱情開始被點燃。截至目前，已有安徽、湖南、內蒙等多個省份出臺“新能源+儲能”相關政策，其中僅湖南一省風電配置儲能的裝機規劃就超過700MWh。
短短兩年時間，儲能應用場景的重點從用戶側切換到電網側再到如今的電源側。誰也沒想到，切換來得如此之快，這超乎大多數從業者的預料。
被迫的聯姻
從目前各地政府出臺的政策來看，可以確定的是“可再生能源配置儲能”的這筆費用由新能源開發企業來承擔。各地政府推行這一政策的初衷，一是期待著通過配備儲能解決相對嚴峻的新能源消納形勢，二是通過上馬儲能項目可以拉動當地的GDP，打造新的經濟增長點。
從2019年下半年開始，一些省份地方政府和省網公司已經明確風電項目併網必須配套儲能解決方案，否則項目將不予併網，或延遲併網。但各省網公司並未下發具體的文件，以秘而不宣的方式推進。
之所以秘而不宣，電網方面顯然也有自己的苦衷。雖然2019年全國棄風棄光的局面已經全面好轉，但風電的搶裝潮仍在持續，目前陸上風電在建規模超過40GW，此外還有大量的海上風電、光伏競價平價項目要上馬，一旦大量的存量和平價項目併網，將會觸及“將棄風棄光率控制在5%以內”的政治紅線。
另外不僅這些手段多數缺少法律政策依據，還與當下的中國《可再生能源法》相沖突。但在強勢的電網面前，新能源企業並沒有多少話語權和迴旋的餘地。為了如期併網，新能源企業只能被動承諾。
根據公開的招標信息來看，目前安徽要求儲能配置的功率為風電裝機的20%，時長為1小時；湖南方面的要求為風電裝機的20%，時長為2小時。
一星期之前，湖南省強配儲能的文件被公開後，再度引起新能源從業者的強烈不滿。讓不少新能源企業擔心的是，20%這個配置比例是否合理？是否經過詳細測算？儲能投資成本該如何收回？2020年後的平價項目是否還按照這個比例配置？後期是否有輔助服務政策出臺？目前還沒有相關部門拿出更細緻的政策依據。
有業內人士透露，安徽、湖南此次讓強制配儲能主要針對的是2020年底前併網的項目，這些項目補貼額度較大，配置儲能的比例也相對較高，目的是為後續的風、光項目創造消納空間。
配置儲能對新能源企業項目投資收益率到底會產生多大的影響？一位風電開發商的技術負責人向“儲能100人”表示，按照安徽和湖南儲能的配置比例，以風電2000小時的利用小時數為基準、儲能系統成本2元/Wh來計算，風電開發商的度電成本分別需要增加2分錢和4分錢。
以協合新能源的安徽風儲項目為例，2020年底前併網的上網電價為0.6元/KWh，對項目的IRR影響不到1個百分點。
毫無疑問，新能源補貼的拖欠和不斷退坡，會讓很多市場主體感受到陣痛。顯然，這裡也會有不少抱怨。有不少新能源企業表示，不管是從系統安全性還是經濟合理性角度看，儲能建設和投資應該由電網來承擔。電網本身處於壟斷地位，兼具社會職能，有責任來保障新能源的消納，新能源強配儲能會扼殺產業的未來。
在國家電網的一位中層人士看來，從目前來看，電網買單的可能性不大。除非在下一個監管週期裡，讓儲能進入輸配電價，那也是兩三年之後的事了。
一位電網系統內的人士認為，強配其實也是無奈之舉，儲能沒有進入輸配電價削弱了電網公司投資儲能的積極性，在全國統一強制性降電價的情況下，成本又無法向終端用戶傳導，暫時只能由新能源企業來承擔。
降價潮提前上演
儲能應用場景在不停地變化的同時，市場風雲變幻，供應商從內到外都要重新調整策略，這考驗著每一家企業的定力和應變能力。
在沒有明確的投資回收機制下，價格成為新能源開發商唯一的考量因素。有新能源企業直言不諱地表示，“只要能獲得併網資格，儲能設備價格越低越好”。
簡而言之，開發商並不關心全生命週期內的儲能度電次成本，更關心初始投資成本，將儲能視為累贅而非賺錢的工具。在這一傳導機制下，雖然大規模的招標尚未開始，行業低價廝殺的硝煙已經漫起。
從知情人士處獲悉，近期招標的光伏+儲能、風電+儲能項目中出現了1.3元/Wh—1.4元/Wh的儲能系統投標價格，與2019年行業平均1.8—1.9元/Wh形成巨大的反差。有人直呼看不懂，要知道，畢竟2020年初安徽華潤風電場配置儲能的PC中標價格還超過2.1元/Wh。
巨大的價差讓人措手不及。有業內人士認為，1.3元/Wh基本是沒有利潤的，不排除個別廠家在利用資本的優勢虧本在搶佔市場，有些供應商為了滿足競標，可能會在後期實施過程中，偷工減料，低成本可能暗藏質量風險。
率先打響此次價格戰的並非小企業，都是行業龍頭企業。“小企業可能會有賺一筆就走的心態，大企業還是在乎自身的口碑和聲譽，我們肯定是算過賬的”。一家大型儲能廠商表達了不同意見。
此前，多家儲能企業負責人都表示，儲能系統成本下降要依靠技術創新，提升系統的效率和循環壽命來實現，而不能一味靠壓低設備價格。但迫於嚴峻的市場形勢，不少企業卻寄望通過價格優勢博取更大的市場份額。
有電池企業認為，經過他們內部測算，電源側安裝儲能使用頻率不會像用戶側那麼高，不用考慮中途更換電池的情況，成本自然會大幅下降。
以訂單為導向，眾多設備供應商正在暗裡角力，貼身肉搏。對於很多企業來說，眼下正處於兩難的境地，降價潮來襲，跟還是不跟？據一家排名中游的儲能企業介紹，以目前的市場報價，他們在這塊完全沒有利潤而言，卻又不得不應戰。
更為重要的是，如果所有項目都以最低價中標的話，這一輪降價或許只是開始。有不少從業者表達了對“劣幣驅逐良幣”的擔憂。在標準缺失、商業模式尚未建立的情況下，“強制配儲能”很容易讓產業進入低價競爭的惡性循環。“就像早期電網要求新能源企業安裝無功補償裝置一樣，這些儲能系統會不會採用梯次或者劣質電池，電池容量是否會虛標，會不會到最後就是一堆破銅爛鐵。”
未來之路
電力系統需要儲能已成為普遍共識，但儲能商業模式的落地需要看電改的進度。國內電改無法在短時間內一步到位的情況下，儲能的多重價值尚難以發揮和體現。這在某種程度上決定了，今後很長一段時間內中國的儲能市場註定是政策性市場，政策力度決定市場規模。
在這個過渡時期，儲能到底由誰來投資？商業模式該如何建立？成為大家爭議的焦點。
一直以來，儲能缺乏相對獨立的身份，要麼依附於電網，要麼依附於發電集團。在沒有更高級別的政策依據和正確的成本疏導機制下，很容易陷入無處致力的窘境。新能源的突飛猛進讓舊的能源版圖正在瓦解，但新的共識遠未建立，儲能在各大利益主體博弈下顯得無所適從。
新能源電站該不該配一定比例的儲能，即使在新能源行業內部也未達成統一意見。支持者認為，新能源一方面要革命，一方面又要被革命對象全力配合，這個在邏輯上說不通，發展儲能是新能源企業自己要去主動做的事情。反對者認為，早期的補貼拖欠已經讓新能源企業不堪重負，在新能源走向平價的關鍵節點，風電、光伏開發開始進入微利時代，再配置儲能項目收益率根本達不到8%的要求。
關於新能源配儲能最早的政策文件始於青海，這一文件在全國首次公開提出，各風電項目應按照建設規模的10%配套建設儲電裝置，儲電設施總規模33萬千瓦。
這一政策在當時引發強烈的反彈，風能專委會秘書長秦海巖曾專門發文批駁，在“可再生能源沒有平衡義務”“風電不應該為儲能投資付費”“儲能不是解決消納問題的最好方案”等強大的輿論聲勢下，這一政策被迫叫停。
但一家大型新能源企業開發商負責人針對此事曾向“儲能100人”表達了自己的異議。在他看來，當時的反對是一種短視行為，新能源完全可以通過早期的高補貼來帶動儲能產業的發展。“上儲能的原因就是要救這個產業，你不救誰救？你偏偏靠火電給你救？如果沒有儲能，新能源就是自掘墳墓。對有些協會說的那些話，我不太同意，也不贊成，所以我自己上自己的。”
在一位業內專家看來，不管是在源網荷端安裝儲能，受益的都是整個電力系統，成本就應該由系統所有成員來承擔。“新能源+儲能被認為是能源革命的方向，實實在在要把這個政策落地的時候，大家都認為掙錢少了，都不幹了。”
早期核准和近期競價的項目尚能享受國家一定額度的補貼，也能為配置儲能預留一定的空間。但從2021年1月1日開始，新核准的風電、光伏項目將全面平價，項目經濟收益對成本愈加敏感，“新能源+儲能”是否可持續？2020年後儲能的市場在哪裡？
中關村儲能產業技術聯盟的研究認為，強配儲能後期若能倒逼各省有實質性的鼓勵政策和輔助服務市場政策的出臺，“可再生能源+儲能”才會迎來健康可持續的發展模式。比如可以效仿韓國提高配套儲能的風電光伏電站在可再生能源證書計算中的權重，讓儲能參與輔助服務市場獲取收益。只要能算過賬來，“可再生能源+儲能”的投資主體自然會多元化，來分擔新能源企業的風險。
新能源與生俱來的隨機性、波動性和間歇性給電力系統運行帶來諸多挑戰。先天不足，就只能靠後天彌補。有接近發改委的人士向“儲能100人”表示，從去年末發改委召開儲能座談會上透露的信息來看，國家層面將“可再生能源+儲能”作為未來2-3年的重點發力的方向之一，後續會出臺相關的配套鼓勵政策，“新能源+儲能”將會成為未來的標配。
與安徽、湖南激進的風儲政策相比，內蒙的政策相對溫和。“為了給光伏項目預留配置儲能的成本空間，內蒙方面2020年沒有安排無補貼的光伏平價項目，都是競價項目，鼓勵配比5%的儲能，這是比較合理的。”上述人士表示。
北京先進碳材料促進會儲能專委會主任李建林認為，“可再生能源+儲能”作為未來的方向，這是一個漫長的過程。需要既從事新能源開發又有儲能業務的央企、國企等發電集團先行先試，逐步探索出一條路來，兩個獨立市場主體之間的結合還有待進一步的檢驗。
原標題:從電網側到電源側 2020儲能市場的大遷徙與大挑戰
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