j9九游会不算不知道——“新能源+储能”的投资边界分析

　　j9九游会不算不知道——“新能源+储能”的投资边界分析高比例清洁能源供电是实现“碳中和”目标的必由之路，但需要更多灵活性资源为电力系统的安全稳定高效运行提供支撑。

　　储能作为优质的灵活性资源，在我国未来电力系统中将占有一席之地，但在相关政策和市场尚未清晰的情况下，其盈利空间和优化应用方式尚需进一步探索。当下部分地区要求新能源配置储能的方式有些操之过急，应谨慎测算其投资价值，建立促进其有效利用的激励机制，并通过市场途径推动行业的良性发展。

　　习总在第七十五届联合国大会一般性辩论上的讲话指出“中国将采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”。根据2019年我国碳排放数据显示，2019年我国碳排放量达到近100亿吨，其中电力行业、工业、运输业占总排放量的90%以上，而电力行业排放量则占碳排放总量的50%左右。因此，实现“碳中和”首先需要实现电力行业“碳中和”，高比例清洁能源供电将是实现“碳中和”的必由之路。

　　在电力系统中，经济发达地区负荷利用小时数较高（2019年江苏地区最大负荷利用小时数约6070小时）。相对于传统电源，新能源利用小时数较低（根据统计数据2019年我国风电、光伏平均满负荷利用小时数为2082小时和1162小时），未来高比例清洁能源供电场景下，电力系统将由现阶段新能源装机高比例系统逐步进化为新能源电量占比高比例系统。在未来的电力系统中，为了满足负荷用电需求，需要数倍于负荷的新能源装机容量。未来新能源电量高渗透的电力系统需要同时考虑电网运行安全、负荷用电可靠性和新能源消纳能力等多方面因素，必然需要充分的灵活性调节资源为电力系统的安全稳定高效运行提供支撑。

　　灵活性资源既包括火电、带有库容的水电站、燃气电站、可调节负荷、储能等，也包括新能源自身，应从系统的角度出发统筹优化，共同参与到电力系统的运行调节过程中来。遗憾的是，当下但凡提及储能，普遍认为是电储能装置，尤其是化学电池，使灵活性资源的选择陷入局限，且不说现在尚未解决、未来却无法避开的化学电池的回收和处置问题。

　　平准化度电成本（LCOE）是国际通用的经济性指标，即对项目生命周期内的成本和发电量进行平准化后计算得到的发电成本，即生命周期内的成本现值/生命周期内发电量现值。LCOE的计算公式如下：

　　为评价新能源配置储能的效益，可以从LCOE成本角度出发进行分析。为应对平价，要求配置储能后的新能源场站LCOE成本需降至各区域脱硫煤上网标杆电价以下。当前国内各地脱硫火电标杆电价范围在0.25-0.4993元/kWh之间，省间差距较大，未来的新能源场站（或配置储能的新能源场站）需要在各地均做到平价以内，目前各地风光资源差距和成本差距较大，各地新能源场站配置储能做到平价难度较高。

　　由于受到储能充放电次数的影响，储能部分的LCOE成本难以直接计算，在储能行业中评价储能的度电成本多基于储能的全寿命周期度电成本（COE）进行计算，即未考虑储能度电收入的时间效益。采用COE计算成本时，计算出的度电成本低于平准化度电成本。

　　以当前常规储能电站为例，储能COE主要受到电池价格和储能的循环寿命影响，当前储能的循环寿命目前为5000次-6000次，储能系统初始投资价格为1400-1600元/kWh，储能COE如下：

　　对于需要投资储能的风电场业主而言，考虑储能实际投资成本和实际可搬运循环次数计算储能COE成本。以一个10MW/10MWh储能系统为例，对成本区分进行说明。

　　在初始投资价格方面，若要求配置10MWh储能，一般要求交流侧容量到达10MWh，为满足配置要求，需要超配一定的容量，实际配置容量为需在11.06MWh以上。

　　考虑储能配置容量为10MW/11.06MWh，循环寿命为5000次，初始建设成本约1797万元，其中储能系统成本为1732万元，考虑到储能的效率、损耗等问题，在全寿命周期内，案例中配置的储能系统全寿命周期总搬运电量为3970.51万kWh，按照储能行业提出的COE指标为初始投资1566元/kWh，从投资储能系统的风电场业主角度而言，储能系统COE成本为：

　　储能的COE成本计算时并未考虑时间成本，整体计算结果有失偏驳。以下述项目边界条件计算储能LCOE成本：

　　综上可见，储能的LCOE成本远高于COE成本，储能项目真正在电源侧获得投资价值尚需储能成本的进一步下降。

　　从LCOE成本模型的机理看，新能源+储能的LCOE成本并非新能源LCOE成本和储能COE成本的简单加和，配置储能的新能源场站LCOE成本受到系统成本、系统营收、净发电量等多因素影响，综合考虑新能源+储能的各项效益，对LCOE成本模型进行解读，适用于新能源储能系统的LCOE成本模型如下：

　　上式中新能源系统成本和储能系统效益可对电力市场中辅助服务价格、双细则考核等方式予以反映，更好地呈现成储能在新能源场站应用中的效益空间。

　　通过对比新能源+储能LCOE成本及储能LCOE成本，可以看出当前新能源+储能的LCOE成本高于单一新能源LCOE成本（新能源场站LCOE成本需降到），储能对新能源为成本增加项。新能源场站配置储能仍有待于储能成本的大幅降低，以及储能循环寿命增长。

　　综合可知，新能源场站配置储能仍有待于储能大幅降价和储能循环寿命增长。当且仅当新能源场站配置储能系统的LCOE低于电力市场交易差价均值时，新能源配置储能通过电能转移实现峰谷套利的商业模式才可成立。当调频市场为主的辅助服务市场价格水平高于储能系统的LCOE时，其参与辅助服务市场的商业模式才可成立，且需要考虑单独运行而非与新能源场站的方式；当系统对于新能源场站出力和预测精度严苛程度达到一定高度时，才有必要通过包括加装储能装置寻求解决方案。

　　风电、光伏大规模接入电网，在优化电源结构的同时，其波动性和间歇性出力特性也给电网的调峰、消纳带来了一定的压力，在国家要求尽可能消纳新能源的大背景下，“储能是解决新能源消纳的终极手段”成为推动储能在电网侧和电源侧大规模应用的口号。联合参与电力现货市场和辅助服务市场、跟踪计划出力、减少弃电等，是新能源配置储能可能的获利点。然而，理论和技术上的局部可行性，并不等于经济和环保上的实际可行性。尽管电储能造价已持续下降j9九游会，但基于市场机制的商务模式目前仍未打通，储能高昂的投资成本对于业主企业无疑是一个沉重的负担，需要有效的成本回收和疏导机制。

　　2018年到2019年初，国家电网主导在江苏、河南等地相继投运了百兆瓦级电网侧储能电站，但在实际运行过程中收益率不及预期，加之《输配电定价成本监审办法》中明确规定“电储能设备成本费用不得计入输配电定价成本”，电网侧储能建设在2019年紧急刹车。

　　在电网侧储能推动受阻的情况下，要求新能源场站配置储能成为新的出路。2019年以来，全国先后有新疆、内蒙古、安徽、湖南、河南、山西等十几个省（区）发布相关政策，要求新增风电、光伏项目配置储能，甚至出现了20%的超高比例要求，由新能源企业为储能发展买单。

　　从目前各省出台的风电场配置储能政策看，各省政策大同小异，均在不考虑储能收益的前提下，对储能配置的装机规模、储能时长等做出了配置要求。例如，在安徽、山东等具有良好的电网结构和丰富的负荷资源，超规格超前配置高比例储能（安徽要求2020年前并网风电场配置储能容量不低于20%，储能时长不低于1小时的储能，山东提出储能配置规模按项目装机规模的20%考虑，储能时间为2小时，与项目本体同步分期建设）。

　　在风光逐步步入平价时代，储能尚未以独立主体进入电力市场的当下，这种 “风光配置储能”的模式，既没有体现出储能的系统价值，也未涉及配置容量如何有效利用，势必造成储能“劣币逐良币”的局面，并不利于构建良性的行业生态。虽然政策出发点是促进新能源消纳，但实质上却限定了新能源提高灵活性的具体方式，且难免有造成过度投资之忧，已背离了风光配储能的初心。这种模式增加了新能源业主企业的负担，也无形中将储能推到了新能源的对立面，无论是对于新能源还是储能，都难以带来真正的高质量发展。

　　如习总所强调的：“发展社会主义市场经济，既要发挥市场作用，也要发挥政府作用，但市场作用和政府作用的职能是不同的。”在新形势下，准确厘清政府与市场边界、处理好二者关系是经济体制改革的核心，也是全面深化改革的要领。随着新能源平价时代的到来，为促成新能源与储能的和谐发展，现阶段指令性的新能源配置储能模式的弊端已现，应尽早向市场化引导转变。

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