日益完善的市场化机制、快速下探的度电成本等因素助力新能源+储能驶入快车道-北极星售电网

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电能难以低成本大规模存储，在很大程度上制约了电力系统的的安全性、灵活性和经济性，储能作为改变电力工业即发即用特性的重要手段，具有极高的战略地位，在电源侧、电网侧以及用户侧的研究和应用一直备受重视。

（来源：微信公众号“远光能源互联网” ID:ygnyhlw 作者：远光能源互联网）

随着新能源发展提速和体量增大，其随机性、波动性和反调峰特性日益加剧，电化学储能以其环境适应性强、能够小型分散配置且建设周期短的技术优势，在平抑分布式电源的出力波动、改善新能源电源特性、促进系统消纳、提高电能质量、提高电网安全稳定运行方面的效果显著，被认为是推动能源转型的关键技术之一，近年来，在新能源发电侧配置电化学储能的试点和应用显著增多，密集出台的引导政策、快速下探的度电成本以及日益完善的市场机制三大因素正在助推“新能源+储能”驶入快车道。

密集出台的引导政策

能源系统从化石能源绝对主导向低碳多能融合方向转变的趋势已不可逆转，新能源装机规模已进入高增长时期。截至2019年底，国网公司经营区域内有21个省份新能源发电成为第一二大电源，为实现2030年非化石能源占一次能源消费比重25%的目标，保持风电、光伏装机规模持续较快增长是“十四五”规划的重要目标和任务。截至2020年上半年，全国风电、光伏装机占比超过20%的省份共16个，青海、甘肃、宁夏超过40%；全国风电、光伏发电量占比超过10%的省份共14个，青海、甘肃、河北、宁夏超过20%。

与此同时，高速增长的装机规模为消纳带来了新难题，虽然2019年全国弃风弃光的局面已经全面好转，但风电的抢装潮仍在持续，此外还有大量的海上风电、光伏竞价平价项目要上马，一旦大量的存量和平价项目并网，将会触及“将弃风弃光率控制在5%以内”的政治红线，并会对电网的稳定运行造成威胁，电化学储能则成为最优的解决之道。

依据新版《电力系统安全稳定导则》要求，新能源场站应提高调节能力，必要时配置抽蓄、储能电站等灵活调节资源，从政策层面对新能源+储能给予了极大的推动。从2019年下半年开始，一些省份地方政府和网省公司已经明确风电项目并网必须配套储能解决方案，否则项目将不予或延迟并网。经初步统计，截至2020年11月底，已有18省份发布文件明确提出新能源配储能的支持政策。

图表：新能源配置储能的地方政策

信息来源：各地发改委、能源局、省电力公司、能监办等

快速下探的度电成本

政策之下，储能产业也在积极探寻商业化之路，新能源配储能的投资回报之困，根源之一在于高昂的成本，近年来，技术的突破带也来了新能源和储能度电成本的快速下降。

从近两年市场中标项目来看，电化学储能系统的成本已从从2元下行至1元时代，2019年行业平均价格为1.8—1.9元/Wh，而仅仅时隔一年左右，2020年11月在青海光伏竞价储能招标项目中已出现了1.06元/Wh的中标价格，且此次参与投标的四家企业给出的价格，最高也仅为1.23元/Wh。根据SOLARZOOM的测算，目前光伏电站配套储能度电成本约为0.6元/kWh（其中光伏发电度电成本0.3kWh、储能度电成本0.3kWh）。虽然距离规模化应用目标0.3-0.4元/kWh还有一定的距离，但随着储能系统成本降低带动LCOE下降，光伏配储能发电的经济性将愈发凸显。

而根据某行业头部企业近期公布的对未来风电度电成本与储能成本下降的最新预测，3年时间内，三北高风速地区度电成本将实现0.1元/kWh，发电侧储能的度电成本也将下降到0.1元/kWh。如果这一预测实现，则意味着风电加储能的度电成本将实现0.2元/kWh，将低于最低燃煤发电标杆上网电价。

总体来看，随着储能电池成本降低、系统设计优化、系统充放电时长标准化程度提高，在新能源成本日益下行的既成事实下，新能源+储能项目的整体经济性也将为其规模化应用带来更多可行性。

日益完善的市场化机制

在新一轮电改的稳步推进过程中，新的市场化机制正在的逐步形成，而健全的机制将为新能源+储能产业的商业化发展建立更多的收益通道。

按照欧美国家的实践经验，电化学储能的快速发展主要基于以下两种场景：

一是在电力市场里参与交易。在成熟的电力现货市场，高峰和低谷价格可能达到30倍以上的价差，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，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。

对比我国，电力现货市场建设正在加快推进，8个试点后，已有6个省份相继发布电力现货市场建设方案，而湖南、青海、安徽、东北、江苏、山西等十余个省份和地区也相继发布了储能参与辅助服务相关政策，日益完善的市场化机制正在为新能源+储能带来更多清晰的收益渠道。

二是接入费的机制。国外电网费用通常分为三部分，输电价、配电价和接入价。按照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，应因地理位置而异，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，且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。

对比我国，就在2021年开年之初，国家发改委等五部门发布《关于清理规范城镇供水供电供气供暖行业收费促进行业高质量发展意见的通知》，进一步明确将完善电价机制，逐步理顺输配电价结构，加快形成结构优化、水平合理的输配电价体系。平稳推进上网电价机制改革，有序放开各类电源上网电价，逐步取消工商业目录电价，完善峰谷分时电价政策，健全差别电价机制。深入研究并逐步解决电价政策性交叉补贴问题。

当前，尽管新能源配储能的发展之路并不平顺，但其现实需求十分清晰，从产业发展相关的政策导向、系统整体的成本趋势和市场配套机制各个层面来看，都预示着新能源+储能产业发展即将驶入快车道。

本文信息参考：

1、张宝锋童博冯仰敏刘庆元赵勇《电化学储能在新能源发电侧的应用分析》热力发电.2020年08期

2、王佳丽《新能源配储能“由暗到明”》能源.2020年07期

3、陈敏曦《“新能源配储能”AB面》中国电力企业管理. 2020年19期

4、何颖源，陈永翀，刘勇，刘昊，刘丹丹，孙晨宇. 储能的度电成本和里程成本分析[J]. 电工电能新技术，2019-09-23

5、王冰王楠田政李娜周喜超《美国电化学储能产业政策分析及对我国储能产业发展的启示与建议》分布式能源. 2020年3期

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