强配储能的陷阱

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。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50MW工程配套10MW/10MWh储能系统PC工程进行公开招标时，要求投标人自2015年1月1日起至投标截止日有1个及以上的10MW/10MWh及以上容量电化学储能电站已完工程业绩或累计30MW及以上容量电化学储能电站已完工业绩；三峡新能源青海省锡铁山流沙坪二期风电场100MW储能项目EPC招标，要求投标人必须具有近3年内具有至少2个单体容量为10MWh及以上在建或已投运的储能电站设计或EPC或储能系统集成业绩。

“如此，也就难怪有些储能企业宁愿‘赔本赚吆喝’也要尽力中标了。”上述业内人士表示。

当然，基于电池技术的提升与创新、规模经济发展、市场价格竞争以及制造商经验的提升，促使储能项目开标价格不断降低。然而，如果恶意报低价中标，将诱发“劣币驱逐良币”现象，阻碍行业健康持续发展。

据了解，一些储能企业为了降低成本，偷工减料使用劣质的电池和PCS，或者在系统容量上做手脚。然而，这一举措的危害性极大，“轻则引发电网调度事故，重则引发火灾等安全事故”。

近期，国内外电化学储能事故频发。2017年以来，韩国已经发生29起储能电站起火事故，我国也出现储能项目起火事件，致使储能的安全性问题引起广泛关注。业内专家认为，安全性是储能行业快速发展的根本，质量和成本是储能行业能否快速发展的关键因素，为了降成本而降低质量，一旦酿成安全事故，将对产业发展造成致命打击。

储能经济性难题

经济性是行业发展的关键。2019年7月23日，新疆发改委发布《新疆第一批发电侧光伏储能联合运行试点项目清单》，确定了首批36个发电侧光储联合运行试点项目，总规模221MW/446MWh，并明确“所在光伏电站于2020年起每年增加100小时优先发电电量，持续五年”。然而，当年12月4日，新疆发改委便叫停了其中31个新能源发电侧储能项目，其中一个重要原因就是经济性问题。

根据《能源》记者调研，当时的问题出在对“100小时优先发电量”的理解上。如果这100小时是计划发电量，100MW的光伏电站每年将增加300-500万元收入；如果是保障收购小时数，则只能使光伏电站每年增加几十万元收益，差距颇大。

当前，风电、光伏行业将全面迎来平价上网，项目经济收益对成本愈加敏感，新能源配套储能是否还有经济性，是产业链各方仔细分析研究的问题。

以山东省为例，2020年山东申报竞价光伏项目共976MW，国网山东电力公司要求储能配置规模按项目装机规模20%，储能时间2小时。根据集邦新能源网的测算，100MW竞价光伏电站将配置40MWh，以当前储能系统1.7元/Wh（不含施工）的价格计算，光伏度电成本增加近0.09元。

北京领航智库测算，按照山东0.3949元/千瓦时的燃煤标杆电价测算，平价光伏电站按照20%配比投资储能电站，工程造价将增加0.68元/W，工程造价增加15%以上。在不考虑储能参与调峰补偿等商业模式前提下，项目内部收益率也将低于8%。

刘晓露认为，新能源平价上网趋势下，储能可持续发展取决于电力体制改革的最终进程，关键在于储能输出价值的交易结算与储能成本的分摊疏导。单纯依靠市场情况下，配套储能的经济性目前还较难保证。特别在电网调峰资源没有改善的情况下，平价上网项目本质上是挤占了其他新能源的发电空间，随着新能源发电全面平价上网的到来，电网调峰和全额收购的压力进一步提升。

随着储能市场规模的扩大，成本逐年下降，电改红利不断释放，储能独立主体地位得到明确，可直接参与电网级调峰、电力市场调频等辅助服务市场、备电及需求侧响应服务及电力现货市场交易，把储能的应用价值直接充分地交易结算出来，新能源配套储能的前景是光明的。

“配置储能固然会增加电厂投资，但如果不配置储能，每年电量损失可能达到20%。储能在合适的应用场景，随着技术的进步和成本的降低，节省电能的成本预计很快能抵消储能设备的成本。”刘晓露说。

俞振华认为，在具体储能项目上，仅仅依靠减少弃风、弃光电量收益还很难支撑行业发展，简单捆绑新能源并不能真正体现储能价值。

目前，国外电力市场成熟，新能源侧的储能超过50%的收益源于参与电力市场交易、辅助服务等收入，新能源侧的储能发展更具备条件。中国电力市场改革还是一个进行时，储能参与各类电力服务的公允价值缺失，储能“按效果付费”参与电力市场的实施细则更加缺乏。在这种环境下，收益体现不了投入，引发恶意竞争，劣币驱除良币的现象将在所难免。