2020儲能市場的熱點莫過于新能源側了。

　　自2019年年末以來，從安徽而起的風光儲浪潮，已席卷大江南北。截至目前，全國大約有10個省份對新建風電和光伏項目都有加裝儲能的要求或傾向。

　　單從規模來看，僅湖南一省就超過700MWh，經過測算，內蒙的市場規模也在140MWh以上。這意味著，2020年僅以上兩省的裝機就已超過2019年儲能裝機總和。

　　新能源側的突然啟動或許跟電網側儲能的暫停有關。去年5月，隨著儲能被排除在輸配電價之外，被嚴重削弱投資積極性的電網于同年12月正式叫停了電網側儲能。

　　然而，由于消納空間受限，電網對儲能的需求依然迫切，不想犧牲自己利益來投資儲能電站的電網將目光瞄向了發電企業。

　　在各地政府和省網公司的“積極助推”下，儲能在新能源側的應用模式被大力推廣，并有成為新能源“標配”之勢，儲能成本已被迫轉嫁給新能源開發商。

　　實際上，新能源側的儲能，雖然名義上安裝在電源側，但其實卻是電網來調用，可以稱之為“電源側的電網側儲能”。而在強勢的電網面前，新能源企業為了并網不得不上儲能。

　　此時，成本或將成為新能源企業唯一的考量因素。

　　低價競爭之殤

　　一味追求低價偏離項目成本的不良現象已在招標及競標中愈演愈烈。

　　5月中旬，三峽新能源青海項目開標，1.699元/Wh的EPC價格再次刷新行業底線。業內普遍認為，如果按照足額的容量和循環壽命要求配置，這一價格已遠低于行業公認的成本價。

　　電力央企招投標一向是行業價格風向標，三峽新能源只看價格不看質量或許是出于無奈之舉，但卻給儲能開了個不好的先例。

　　更為關鍵的是，如果所有業主都“以低價中標”為導向，容易誘發“劣幣驅逐良幣”、“逼良為娼”現象，會極大削弱上下游企業研發的積極性和發展動力。

　　這是中國儲能產業現階段的尷尬，惡性競爭將“儲能商業模式缺失”這一問題再度凸顯出來。

　　按照理想模式，新能源配儲能是被寄予厚望的。在集中式光伏、風電基地布局大容量儲能，通過平滑輸出、參與調峰調頻，可以提高電能質量，參與電網負荷平衡，從而優化新能源消納。

　　實際操作中并非如此。由于買單和投資回收機制不明，在新能源企業看來，上儲能屬于純粹的成本投入，如同早期加裝SVG裝置一樣，并網之后很可能只是個“擺設”。

　　亦有不少廠商反饋，目前低價競爭日趨白熱化，已經到了賠錢賺吆喝的地步。

　　為了如期并網拿到高電價，很多企業火急火燎地上馬儲能項目，有的卻走進了一條歧途。據行業內部人士透露，“沒有企業愿意賠本做工程，到了一定程度再降低成本一定是以犧牲質量為代價。只好通過單純的偷工減料去降設備的成本，有些在系統容量上做手腳，有些甚至會用一些劣質的電池和PCS”。

　　“一塊磚頭放在新能源場站也能叫儲能”。不可否認，部分新能源企業在某種程度上也存在僥幸心理，企圖蒙混過關，拿到并網資格后萬事大吉，將皮球重新踢給電網，問題是電網會當最終的冤大頭嗎？

　　來自電力系統的專家則認為，電化學儲能電站是個巨大的能量品，不能簡單與光伏做類比，使用劣質的光伏組件最多損失少量的經濟收益。而儲能如果滿足不了要求，輕則會引發電網調度事故，重則會引發火災等安全事故。

　　問題的嚴峻性，已不言自明。有業內人士擔憂，如果按照目前的勢頭繼續下去，一些問題將在未來集中爆發，甚至韓國儲能的著火事故也將有可能在國內重現。

　　“目前整個行業正處于關鍵的十字路口，如果再像韓國一樣，別人會以為儲能不行，到時候我們所有從業者是不是該考慮換行了。”中國電力科學研究院一位長期從事儲能技術研究的專家認為，如果不正視這一點，會讓整個行業付出沉重的代價。

　　缺位的管理與空談的標準

　　從“儲能100人”目前對各方的了解來看，電力與儲能作為兩個不同的產業，雙方的結合普遍存在“兩張皮”現象。尤其在市場不成熟的前提下，產業鏈上下游各方對產品的風控和安全并沒有足夠的認識，電網和發電企業更多的是把儲能當做一個普通的物理設備來看待。

　　標準作為保證產業健康、持續、穩定發展的兜底保障，是行業實現規模化、可持續化發展的必然路徑，但在產業發展過程中并未得到有效執行。

　　2018年以來，針對電化學儲能的7項國家標準和2項行業標準相繼發布，此外，中關村儲能產業技術聯盟等行業組織也在開展團體標準建設工作，實現與國家標準、行業標準的相互呼應與互補。

　　“基本的標準已經有了，關鍵看用不用以及怎么用。”上述電科院的專家認為，首先，安全和容量是儲能系統關鍵的兩個分母，如果這兩個參數沒搞清楚，談論其它沒有任何意義。其次，儲能系統不是一個環節滿足標準就行了，通過型式試驗只是你具備了這個能力，是個基礎的門檻。到用戶現場的最終是個什么產品，包括全環節運行的時候是不是按照標準體系來運行的。

　　在很多儲能企業看來，當下最大的責任不在供應方，而在于需求方。目前電網給出的都是泛泛的條例，并沒有具體的考核措施，收益方面也沒有任何保障，所有參與方都一頭霧水。

　　使用規則的不確定，讓標準淪為空談。“就像我們談論飼料的標準，這飼料是喂豬的還是喂魚的都沒說清楚，如何讓企業強行遵守標準？”一家大型儲能企業的負責人表示。

　　在國外，客戶對儲能的使用規則很明確，會制定出詳細的要求。比如每年的衰減容量是多少，如果你達不到合同的要求，就會面臨被罰款。

　　在國內，雖然各方在電站投運之前都簽訂了相關協議，之前投運的示范項目試圖通過租賃模式來實現對質量和安全的管控，即業主建立儲能電站后，通過容量或電量租賃，由使用者支付租賃費用。從目前來看，效果也不盡明顯，很多電網側儲能電站運行效率與當初設計的目標有不小的差距。

　　“中國與國外的國情不同，國內儲能的客戶主要都是央企、國企，難道讓央企天天去和民企打官司？”在儲能國標制定者看來，在中國，通過法律和合同條款約束根本沒戲，只有通過嚴格的監管來約束。

　　現有監管能力的缺失也是阻礙產業發展關鍵因素之一。目前儲能產業鏈上下游管理涉及能源局、應急管理部、工信部等多個部門。儲能至今仍缺乏強有力的牽頭部門，比如儲能的消防安全至今不知道到底該由誰來負責。

　　對于“新能源+儲能”方面沸沸揚揚的爭論，中國電科院電池儲能技術檢測部專家認為，現階段儲能的發展技術不是最主要的問題，更多的是管理問題，如何做到規范化管理是當務之急。“儲能需要溯本清源，還原行業的真實面目，并在此基礎上去改進。儲能與電動車最大的不同是，儲能是集中使用，完全可以延伸到用戶那里，可以做到全環節把控。”

　　上述專家建議，要改變低價競爭主導市場的局面，一方面，需要引導客戶認識到質量和價格成正比的關系，讓客戶明白2000萬和4000萬的儲能系統區別在哪里；另一方面，主管部門需要加強對儲能的事前、事中和事后的監管，嚴格執行國標標準，提高儲能的進入門檻。

　　如何走向共生與共贏

　　風光儲大幕開啟的2020年，被業界譽為風光儲元年。儲能產業原本想借助風光等新能源發展扶搖直上，在這塊看似前景不可限量的世界里，眼下卻偏偏走入了死胡同。

　　當前以光伏為代表的新能源發展速度超乎所有人的預期，但它發電過程中間歇性、不穩定性和不可預測性的劣勢同樣突出，新能源滲透帶來的電力系統復雜度快速提升。

　　在眾多光伏從業者看來，以光伏為代表的新能源剛突破平價曲線，大規模發展還遠未到來。但另一方面，光伏如果想要大發展，就必須持續降成本，也需要一定的規模來支撐，對電網的穩定性考驗就越來越大，這兩者之間顯然也存在悖論。

　　雙方博弈之下，配比一定比例的儲能已成為行業發展的方向，儲能相關從業者則更關心這一政策落地的可行性。

　　從目前來看，不同省份對新能源場站的配置儲能比例也不盡相同，最高的要求配置發電功率的20%，最低要求配置比例為5%，時長要求1小時、2小時不等。讓新能源企業困惑的是，這些配置參數是怎么測算出來的，需要有更詳細的依據，按新能源裝機容量比例配置儲能的一刀切做法有待商榷。

　　“新能源+儲能”作為未來能源革命的方向，兩者相互之間的重要性早已眾所周知。目前國內電力體制改革短期無法一步到位，不足以讓儲能的多元化收益模式在國內適用，寄希望于讓國家單獨為儲能出臺政策，既不理想也不現實。

　　在這個過渡時期，新能源只一味站在道德制高點，以“責任不在我”為由拒絕儲能，將來注定被電力系統邊緣化。電網如果短期內對新能源下手太狠，給一個不太可能完成的配比任務，則會扼殺新能源產業的未來，其實也不符合能源轉型的初衷。

　　不管從技術融合還是商業模式融合看，“新能源+儲能”都處于剛剛起步的階段。有人形容現階段新能源與儲能的組合，就是瘸子和瞎子的組合。尤其儲能仍處于產業發展的初期，出于安全等綜合因素的考量，儲能還是“做加法”的階段，還沒有到“做減法”的時候，需要規模化來帶動來成本的走低。

　　有不少企業認為，儲能成本最合理的疏導方式還是要通過發電集團層面去解決。如果站在“光伏+儲能”一體化的角度去考慮，在光伏端，放開容配比、降低非技術成本等方面依然有很多空間可以挖掘。相比國外，中國新能源的非技術成本已占到總投資成本的20%以上，僅此一項算到度電電價上就至少有0.1元。

　　目前畸形的價格折射出畸形的供求關系、產業環境和信用缺失，新能源與儲能兩個本應緊密結合的事物，正被割裂開來，甚至互相抵牾。“兩張皮”現象既不利于行業的健康發展，也造成了嚴重的資源浪費。

　　如何探索出一套可再生能源與儲能協同發展的支持政策或是商業模式，以調節的效果作為考核指標，讓新能源配置儲能的立足點從“滿足并網考核”逐步向“全生命周期回報”轉變。這樣既能穩步實現儲能度電成本的降低，又能避免最低價中標對市場秩序的擾亂，值得所有相關參與者、決策者、管理者深思。

　　(文章來源：儲能100人)