2020年4月，內蒙古能源局提出，優先支持對配置儲能的電站項目，儲能時長為1小時及以上，配置容量達到項目建設規模5%及以上。

　　2020年6月，國網山西公司建議，新增光伏發電項目應配備15%-20%儲能，落實消納協議。

　　類似的政策還有很多。山東、新疆、青海、湖北、湖南、安徽、西藏……不約而同地對光伏、風電等波動性電源提出配置儲能的要求，甚至有人將2020年稱為新能源加儲能發展元年。但另一方面，除了新疆、青海等少數地區外，多數省份并未提及財政補助、參與電力市場交易等后續補償措施。

　　根據BNEF統計，2020年，國內儲能成本約為0.55元/kWh，比海外略低，但由于不能從應用及調峰調頻中獲取合理回報，自愿投資者寥寥。許多逆變器企業在“531新政”頒布后都提出了“光儲一體化”的概念，但實際應用普遍在海外，國內有大規模儲能應用的只有陽光電源、科華恒盛、寧德時代等少數幾家企業，且多數項目都依靠行政命令強制推進，與海外大量自愿安裝建設形成鮮明對比。

　　為何會出現這樣的尷尬場景?國內的儲能輸在哪里?索比光伏網帶您一探究竟。

　　1為何要強制配儲能?

　　從各省發布的文件看，配置儲能主要是為了解決新能源消納難題、降低棄風棄光率。但對多數省份而言，這一問題并非長期存在，程度也不算嚴重。根據國家能源局相關負責人在2020年三季度網上新聞發布會期間介紹的情況，上半年清潔能源消納持續好轉，風電、光伏發電利用率分別達到96.1%、97.9%，同比上升0.8、0.3個百分點。由此可見，可再生能源配置儲能更多是一種未雨綢繆的準備。

　　靠儲能控制棄光率，合理嗎?根據索比光伏網了解的情況，各家企業投資光伏項目時，往往會有一定的棄光率預期。若以此為由、強制相關企業加裝儲能，反而增加初始投資，反倒會打消相關企業的投資積極性。北京鑒衡認證中心主任秦海巖認為，今年風電、光伏發展形勢不容樂觀，若仍按照原有辦法考核新能源消納能力，并不符合實際情況，很多地區都可能由綠色轉為紅色，這將會誤導國家和各地區對風電建設規模的控制政策。他直言，適度放寬或取消今年對電網限電考核，提高風電、光伏年度新增并網容量，才是提振可再生能源投資的最有效措施。

　　2中國儲能需要怎樣激勵?

　　必須指出，當前國內儲能相關政策與市場機制相對滯后，應用場景廣泛，但絕大部分缺少盈利模型，業主投資儲能的收益無法保障，才是導致國內儲能應用進程緩慢、業主不愿配置的根本原因。陽光電源副總裁吳家貌此前公開表示，儲能可以參與調峰調頻，讓波動性電源更加穩定，對電網更加友好，但其價值難以體現。“究竟誰該為新能源新增儲能付費?我們認為，應當綜合發電側、電網側、用戶側多個角度通盤考慮，建立‘誰受益誰付費’的機制，保證政策穩定性和可持續性，引導儲能產業健康發展。”

　　海外情況如何?以美國為例，不僅可以通過安裝儲能系統享受稅收減免，還能在PJM電力市場中參與交易。根據交易時長，有實時市場和平衡市場，也有日前市場和長期市場交易機制;根據交易品種，有能量市場、容量市場、輔助服務市場等交易機制，幫助儲能用戶獲得合理收益。在澳洲，越來越多的家庭在利用政府的下一代電池儲能補貼計劃安裝太陽能發電系統，被稱為是全球最大的電池儲能發展計劃之一。至于日本、英國，也對本國儲能項目提出了多重補貼計劃。

　　3儲能系統集成標準待完善

　　據了解，一套儲能系統的全生命周期包含設計、運輸、安裝、投運、驗收、運維、電池回收等諸多環節，同時要有相應的災后處理方案。目前，國內儲能系統標準體系不完善，無法保證儲能產品質量與安全，直接影響儲能產業健康、快速發展。

　　北京鑒衡認證中心副主任紀振雙表示，國內儲能電池設備相關標準較多，但系統級標準缺失、不完善的問題較為普遍。另一位技術專家也指出，以《電力儲能用鋰離子電池標準》(GB/T 36276-2018)為例，電池簇層級以上熱失控等系統安全性要求和試驗方法缺失;在外殼、保護接地、端子和線纜等關鍵組件要求上缺乏詳細的規范或說明。此外，《電化學儲能電站設計規范》(GB51048-2014)中，也存在對鋰離子儲能系統的火災危險性認識不足的問題，鋰離子儲能電站的安裝、運行、管理等過程消防安全無據可依，儲能的消防安全不知由誰負責。

　　吳家貌告訴索比光伏網，目前系統集成設計，EMS、BMS、日常管理技術等儲能相關標準全部處于空缺狀態，儲能系統并網驗收標準也不夠完善。“部分地區要求光伏強制配備儲能，但電網公司并沒有明確提出，儲能如何參與調度，以及調度的頻次，充放電次數、放電深度多少算合格，標準的缺位造成了當前儲能系統濫竽充數、魚龍混雜的局面。”

　　4儲能成本仍偏高

　　打鐵還需自身硬。包含BNEF在內的多家機構認為，短期內國內儲能項目度電成本仍高于0.3元/kWh，距離業內人士心目中的理想價格仍有不小差距。一方面，我們要推動政府主管部門及時出臺補貼政策，擴大市場應用規模，另一方面，儲能企業也需要加大研發力度，通過技術創新+方案創新降低系統度電成本。

　　從上圖看，設備成本(電池、PCS、EMS等)偏高只是儲能應用難以大規模推廣的原因之一，非技術成本的影響同樣不容忽視。相關企業負責人透露，電站開發、土地、接入、并網驗收、融資等成本居高不下等問題不僅存在于光伏項目中，儲能項目也無法避免。此外，光伏是依靠國家財政補貼實現規模化應用和降本增效的，但儲能沒有這樣的待遇，完全依靠企業實現規模化應用難度較大，希望有關部門予以重視。

　　5中國儲能企業如何應對?

　　除了等待補貼政策出臺、完善技術標準、降低非技術成本、加大研發力度，儲能企業還有沒有其他破局之策?我們認為，至少還包括以下三點。

　　一是推動1500V等高效技術大規模應用。目前光伏電站采用1500V系統電壓較為普遍，加快了平價的進程。但國內儲能系統多采用1000V電壓等級，技術先進性有待提升。吳家貌介紹，儲能系統提升至1500V電壓后，能量密度、功率密度可提升35%以上，系統成本降低5%以上，系統效率提高0.3%以上，優勢明顯。從2017年起，陽光電源就在美國、德國、英國等海外市場大規模應用1500V儲能解決方案，占比超過80%，技術已非常成熟，建議國內有關企業大膽應用，“就像當初在光伏電站中應用1500V那樣。”

　　二是增加適用場景，擴大應用范圍。風電、光伏等可再生能源搭配儲能是一個不錯的方向，但絕不是行業發展的唯一出路，電動汽車、樓宇、虛擬電廠、戶用儲能等場景同樣大有可為。從海外經驗看，搭載儲能后，每個用電企業、個人都可能成為電力產銷方和第三方獨立輔助服務提供者，參與電網調峰調頻。隨著國內電改的不斷推進，上述場景很可能成為現實。

　　三是相關企業加強系統集成能力。吳家貌在談到這一問題時痛心尤切，他直言，目前許多儲能系統都由電池制造企業粗放式堆砌，存在較大安全隱患。事實上，儲能系統集成設計是一項非常復雜的工作，涉及電化學儲能、電力電子、消防安全等眾多領域，必須由專業的人做專業的事。

　　作為全球領先的儲能系統集成商，陽光電源建立了專業的儲能系統研發團隊，專門成立了儲能電池PACK、儲能變流器、儲能系統集成產品線，堅持從關鍵部件到系統級的全面協同和聯動，以確保儲能系統的安全可靠，并榮獲全球最高安全標準的系統級UL9540認證。這也是陽光電源儲能系統廣泛應用于歐美等高端市場，并未發生一例安全事故的原因。

　　小結

　　作為調峰調頻的重要方式，儲能理應實現大規模應用，而不是由地方政府、電力公司強制可再生能源企業配套安裝。為了解決這一尷尬局面，我們需要做的還有很多。在此感謝鑒衡認證等第三方機構、陽光電源等領軍企業的不斷投入，也希望未來有更多企業參與其中，讓儲能給新能源項目帶來額外收益。 索比光伏網