“可再生能源与电化学储能”能否成为现阶段的新模式？

2020年，可再生能源项目配置电化学储能成为一种现象。很多地方政府和电网企业都在相关的文件、不同的场合以不同的形式，对“可再生能源+电化学储能”模式进行了肯定，储能和电力行业的专家也多有出镜推荐该种模式，也有专家将这种模式描述为能源行业的终极模式。“可再生能源+电化学储能”能否成为现阶段新的模式、大规模复制推广的模式？首先需要回答下面三方面问题。

问题1：“可再生能源+电化学储能”是在与什么技术进行竞争或者替代？

“可再生能源+电化学储能”这个提法出现之前，实践中可再生能源的消纳方式主要依靠的是大电网消纳方式，即通过大电网覆盖范围内负荷的时间和空间变化，以及大量调节电源的随调度指令调节，平抑可再生能源的波动性和间歇性，实现可再生能源的消纳。储能技术通过电能存储也能够解决可再生能源的波动性问题，解决的方法更加直接和简单。因此，“可再生能源+大电网”方式和“可再生能源+电化学储能”方式的技术方案各有千秋，大电网和电化学储能技术是竞争技术（相互替代）关系。即如果“可再生能源+大电网”的经济性劣于“可再生能源+电化学储能”，那么“可再生能源+电化学储能”方式就可以批量化发展。

很遗憾，在经济性上来看，即使在可预见的未来，电化学储能技术与大电网技术在可再生能源消纳方面的经济性差距巨大。大电网技术和电化学储能的经济性非常容易比较，只要电化学电芯每公斤重量能够存储的电能超过4千瓦时，就相当于每公斤化学电芯能够承载的能量超过1200克标煤（大约2000克原煤），在经济性上大电网就没有存在的必要，燃料输送将变化为电芯的输送。目前，主流电芯技术每公斤大约能存储经济性战胜大电网技术所需能量密度的十分之一到二十分之一左右，毫无竞争力。

从另一个角度看，现有主流电化学储能技术存放一千瓦时电的成本大约为5毛钱，任何电源与之配合产生的上网价格都是我国发电综合电价的1.5倍以上，所以电化学储能技术（电能量应用）暂时在大电网技术的经济性面前尚不构成本质挑战。因此，可再生能源的经济消纳，现阶段必须主要依靠大电网技术。“可再生能源+电化学储能”方式不具备批量发展的经济性条件。特别是我国还在坚持发展大电网、实现更大区域优化资源配置的原则，不宜同时大规模发展没有经济比较优势的技术种类。

问题2：“可再生能源+电化学储能”对于市场的技术中立原则是否有影响？

经济、可靠、清洁是电力工业发展的不可能三角，任何的行业政策都要谋求三者的妥协，但是经济、可靠、清洁三者之一如果产生了量级的差别，则意味着不可能三角进入了一票否决状态。如果暂不考虑在经济性上“可再生能源+大电网”远胜于“可再生+电化学储能”，那么要求或者鼓励可再生能源配置自用的电化学储能是否符合电力经济机制的设计原则呢？

大电网技术的核心优势就是对各种一次能源转化而来的电能和各种特性的用电负荷兼容并蓄，导致大电网或者说基于大电力系统的经济机制和产业政策设计必须遵循“市场中立”原则。市场中立原则实际上是电力系统经济机制设计的基本原则，即不应考虑一次资源特性，应按照对系统影响加以考虑，只有对各种一次动力的电源一视同仁，才能利于大电网基础上的电力市场发现准确价格。可再生能源相对传统的调节电源，突出的缺点就是出力变化不可控制，给可再生能源配上电化学储能装置，在不考虑经济性的前提下，似乎是合理的，相当于“自己惹的麻烦自己解决”，意图把可再生能源的出力特性向调节电源靠拢。

如果这个出发点成立，按照市场中立原则，所有出力变化由于一次能源或某种因素影响不能直接响应系统需要的电源都需要配置电化学储能，都要执行“自己惹的麻烦自己解决”。这样问题就来了，大电网内大量机组均存在某些时段或者长期不能响应系统功率变化需要的情况。例如，核电的燃料棒是定期更换的，到了更换时间无论是否使用完毕均需拆除，因此核电如果不能带一条功率曲线运行，会形成所谓的“弃核”，很显然带一条功率曲线运行是不符合系统负荷变化需要的，那么是否核电应当配置一定比例的电化学储能装置呢？再例如，热电机组在供热中期，存在为保证供热无法降低发电功率的情况，热电机组中的高背压机组，会存在近三分之一铭牌出力上调受阻的情况，那么是否热电机组应该按照供热期难以达到铭牌出力和调峰下限的功率配置一定比例的电化学储能？如果觉得核电和热电机组还不够有普适意义，那么传统概念调节机组的煤电和燃机也会因为燃料质量和管道压力问题，分别出现无法达到铭牌出力和无法降低出力的情况，尤其是后一种情况在今年疫情背景下，大规模真实出现。

事不同而理同，如果“可再生能源+电化学储能（自用）”的模式成立，调节机组为了避免燃料引发的功率不可调问题，也需要增加电化学储能用以应变，“调节机组+电化学储能（自用）”是不是一个比较让人费解的结论？因此，大电网为主的消纳方式就是要充分利用各类电源出力特性的相互抵消进行消纳，从技术中立的角度如“可再生能源+电化学储能”的方式成立，则“核电机组+电化学储能”、“热电机组+电化学储能”、“受限煤（燃）机+电化学储能”等方式均成立。

问题3：“可再生能源+电化学储能”如果不是新方式，为何国外电化学储能在电力系统应用快速发展？

近年来，特别是今年，电化学储能在可再生能源增长迅速的国家和地区取得了长足的发展，不管可再生能源是否要“+”电化学储能，能够看到的现实是欧洲、美国可再生能源和电化学储能在快速发展（与自身相比）。如果可再生能源还是主要依靠大电网方式消纳，市场中立原则又不允许欧美的市场要求可再生能源自己解决自己不稳定的问题，是什么原因促使可再生能源发展的同时，电化学储能在欧洲、美国快速发展？答案很简单，是以电力现货市场为核心的现代电力市场体系（含配套的输、配电价制度）。

实际上，可以看到欧洲、美国可再生能源快速发展的地区，基本为已经完成电力现货市场建设的地区，是已经使用了适应电力现货市场需要的输、配电价地区。电化学储能的发展，主要基于以下两种场景，一是在电力市场里参与交易，电力现货市场的高峰和低谷价格相差30倍以上，同时电化学储能可以提供调频、备用等辅助服务。据了解，某国内企业在欧美投资的电化学储能电站的收益组成大致为：70%~80%的电力交易收益（电力现货市场“低买高卖”）和调频、备用服务（电力交易和辅助服务收益各占一半），10%的容量电价（放电时间4小时以上的储能装置可以参与容量市场），5%的套利收入。

二是国外电网费用通常分为三部分，输电价、配电价和接入价。输电价、配电价经过5年的新一轮电改熏陶，容易被理解，什么是接入价呢？按照国外电力市场化国家核价的理论，不同的用户和电源接入主网的费用，随着地理位置不同应该是不同的，因此每个用户和电源接入主网的接入费，要用户和电源自己承担，并非和国内一样只要同一电压等级同一地区的用户或者电厂的目录电价和上网电价都相同，接入费用都打入了输配电价大盘子。国外电力市场化国家不允许在接入费上出现新的交叉补贴，这是对负荷中心用户和负荷中心电源的不公平。因此，对于电力用户来说一定时段的阻塞解决方案并非是立刻建设新的电网工程，而是要经过经济性评价，到底支付新的接入费用还是采用一些就地平衡的分散式电源（包含可再生能源），配以电化学储能的方式加以解决。在新的负荷增加不大、阻塞时间不长的情况下，往往为规避相对高昂的接入费用，用户会选择电化学储能或者“分布式电源+电化学储能”的方式解决，在这里分布式电源会包含分散式的可再生能源。

因此，国际上可再生能源与电化学储能快速发展的原因，并不是其采用了“可再生能源+电化学储能”的方式，而是批发市场（电力现货交易）的高峰低谷价差与辅助服务引发了电化学储能的发展，接入费的存在促进了“分布式电源+电化学储能”的发展。

由以上三个问题的分析，可以得到肯定的答案：鼓励或者强制推动“可再生能源+电化学储能”的方式，与依靠“可再生能源+大电网”消纳方式相比经济性很差，并且仅要求可再生能源自己解决自己不连续、不稳定问题的思路有违各类型电源公平的原则，国际上电化学储能的快速发展实际上依靠的是以电力现货市场为核心的现代电力市场体系，国际上“集中式可再生能源+电化学储能”的方式并非主流。回想十年前，国内某民营公司在我国北方引入“电化学储能”参与调频的事例，其当时提出的“三不一要”原则，仍值得借鉴，即电化学储能参与电力系统调频服务“不要补贴、不提高补偿标准、不要特殊照顾”，但是要求稳定合理的市场机制。合理的机制，能够充分发挥电化学储能优势的电力现货市场及配套输配接（入）电价政策，才是开启我国电化学储能在电力行业应用的正确钥匙。

实际上，国际经验证明以电力现货市场为核心的现代电力市场体系，不但能够培育电化学储能这种新技术，而且整体上具有“四新”效应。

一是新的就业岗位。电力市场本质是电力商品生产社会分工细化：不但传统的发、输、配、售等环节会逐步资产分开或财务分开，不断细化的社会分工自然会创造新的就业岗位，而且原来为电网企业一家科学配置资源存在的科研、软件服务、计量、通讯等行业，逐步转化为为数量庞大市场其他主体服务。需要服务的主体多了，新的企业以及新的就业岗位就会自然而然随之而来。一个待遇良好的就业岗位，意味着一个小康的家庭，一个消费促进经济增长的单元，积沙成塔、聚少成多，充足的就业岗位会让经济具有更强的韧性和更强的内在发展动力。新一轮电力体制改革，售电公司如雨后春笋般的发展就是很好的例子，已经吸纳了大量的就业人口。另外，电力现货试点刚刚开始，软件服务、咨询、培训等高新公司迅速出现，如广东从事仿真的某公司、北京从事软件开发的清某公司等。这也是电力行业很多精英“下海”和很多业外精英“入行”的根本原因。总之一句话，电力市场化不但能够完成国家要求的“稳就业”，还能进一步的“增就业”。

二是新的电力技术。电力市场基于我国庞大复杂电力系统的配置资源机制，将产生大量的技术需求，为新生技术提供优越的孵化器。同时，电力市场机制不存在“大水漫灌”，是竞争机制下的新技术培育方式，相对补贴新技术将有更高的孵化效率，国际经验表明一个设计良好的、以现货为核心的电力市场会极大推动电力相关技术的发展。例如我国8个试点的技术支持系统均未完全国产化，其中求解器部分均为国外生产（IBM）。我国整体技术支持系统技术水平较低，稳定性和精度并不能完全满足市场建设需要。除技术支持系统以外，各个市场主体均有仿真系统和营销系统的购买需要。电力市场化所需的相关软件，很有可能成为电力行业下一个风口，而电力技术支持系统相关技术的发展，将对我国大型工程软件的国产化和系统化产生深远影响，并对保证我国电力系统工程软件的安全性具有重要意义。

三是新的电力能源。寻找、培育和发展低碳、清洁的新能源是我国电力工业的既定目标。我国的可再生能源行业在计划体制下取得了长足的发展，总规模已经处于世界领先，但是我国产生了很多其他国家没有的问题，可再生能源的发展遇到了瓶颈，如可再生能源与传统电源的激烈冲突，下一步如果不解决这些问题可能影响我国的能源转型。国际经验告诉我们，发达国家一般是已经完成了电力市场化，特别是电力现货市场建设，才进行的能源转型，电力现货市场机制有利于可再生能源发展。电力现货市场以变动成本为竞争的基础，可再生能源的特点就是变动成本低，自然而然就依靠电力现货市场优先消纳了电量，而提供调节服务和兜底服务的传统电源可以在容量市场和辅助服务市场获得稳定可预期的收益，传统电源也心甘情愿地让出发电空间，实现了与可再生能源的共同发展。同时，激烈的市场竞争，选择出了性价比最高的辅助服务电源和容量备用，淘汰了部分低效传统机组，最大限度地缓解了可再生能源发展带来的电价增长压力。

四是新的电力业态。新业态一般是指基于不同产业间的组合、企业内部价值链和外部产业链环节的分化、融合、行业跨界整合以及嫁接信息及互联网技术所形成的新型企业、商业乃至产业的组织形态。新业态的来临主要基于信息技术的革命、需求倒逼和产业升级。在产生新业态方面，电力市场化，特别是电力现货市场产生了海量的交易信息，受市场主体交易需要，电力系统运行信息公布的范围空前；海量的时变电价信号、海量的电力系统运行信息，基于互联网、云计算、物联网和大数据，以及目前方兴未艾的基于5G的移动互联技术，将模糊电力生产者和使用者的界限，将电能与天然气、热力等其他能源跨界联合，电力用户从传统的被动接受系统安排，逐渐变为与系统交互的微系统；电力市场是以用户为核心的经济机制，由于不同细分市场甚至是单个个体的用户需求有所不同，因此，电力企业所提供的产品和服务，其价值主张和满足程度对每个用户也将有所不同，1对1推荐和1对1精准营销已经成为不可回避的商业现实；在电力供需平衡有盈余的今天，单纯的电能制造已经不再成为利润增长点，灵活的市场机制下，渠道的创新以及需求的创造成为了新的电力企业经济效益的增长点，更为便利、方便和充满用户个体决策体验的电力消费方式需求已经快速替代了获得稳定电力供应的需求。近几年，综合能源、虚拟电厂的快速发展就是明证。

综上，尽管“可再生能源+电化学储能”不是一种新的方式，但是以电力现货市场为核心的现代电力市场体系将大力推动电化学储能这一朝阳产业的发展。同时，电力现货市场带来的“四新”会成为我国经济发展的新增长点，这不失为一种新的电力工业高质量发展方式。

（本文刊载于《中国电力企业管理》上旬刊2020年第7期，作者系本刊特约撰稿人）