儲能經(jīng)濟性之痛何解?

　　“投資4億元每月收益僅100萬元”，這是寧夏某儲能電站運營的收益現(xiàn)狀。爭相涌入這類賠本買賣并不符合商業(yè)邏輯，但在新型儲能領域只道是尋常。

　　所謂新型儲能，目前泛指除抽水蓄能外，包括電化學儲能、壓縮空氣、氫(氨)儲能、熱(冷)儲能等在內(nèi)的技術。隨著新能源開發(fā)消納規(guī)模不斷加大、電力系統(tǒng)對調(diào)節(jié)能力需求不斷提升，尤其是沙戈荒大型風電光伏基地項目集中建設的背景下，以鋰離子電池、鈉離子電池、鉛炭電池等為代表的電化學儲能憑借建設周期短、選址簡單靈活、調(diào)節(jié)能力強、與新能源開發(fā)消納的匹配性更好等優(yōu)勢，成為行業(yè)發(fā)展的“香餑餑”。截至2023年三季度末，我國新型儲能新增裝機同比增長超過920%。

　　一反常態(tài)的是，儲能的技術鏈條成立，經(jīng)濟鏈條卻不成立。如此火熱的黃金賽道，卻不是“賺得流油的行當”，新型儲能面臨著盈利模式單一甚至“穩(wěn)賠不賺”的尷尬現(xiàn)狀。相比前幾年一股腦“儲能是新型電力系統(tǒng)解藥”的盲目樂觀，經(jīng)過幾年的實踐，業(yè)內(nèi)對新型儲能的發(fā)展有了更加清醒客觀的認識，“風光配儲不是最優(yōu)路徑”“儲能不是萬能的”“儲能沒那么重要”等觀點引發(fā)了我們冷靜思考——儲能在新型電力系統(tǒng)中的準確定位是什么?如何科學發(fā)揮儲能的真實價值?

　　其實，經(jīng)濟性欠佳，是儲能供需失衡結構性矛盾的表征。究其根本，“實現(xiàn)‘雙碳’目標是一場廣泛而深刻的變革，也是一項長期任務”，儲能在沒有考慮到足夠適配度的情況下大干快上、高速沖刺，戰(zhàn)略上是否妥當眾說紛紜，而這些都需要借助“市場的手”尋找答案。

　　“穩(wěn)賠不賺”

　　與建設初衷相差甚遠

　　根據(jù)中電聯(lián)2023年3月發(fā)布的《新型儲能助力能源轉(zhuǎn)型》報告(以下簡稱《報告》)，儲能的應用場景可從發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)三個環(huán)節(jié)進行劃分，每個環(huán)節(jié)的商業(yè)模式也有所不同。中電聯(lián)、國家電化學儲能電站安全監(jiān)測信息平臺聯(lián)合發(fā)布的《2023年上半年度電化學儲能電站行業(yè)統(tǒng)計數(shù)據(jù)》(以下簡稱《統(tǒng)計數(shù)據(jù)》)顯示，截至2023年6月底，我國已投運的電化學儲能電站在電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)分別占比53.24%、42.97%、3.79%。據(jù)記者了解，不論何種利用方式，經(jīng)濟性都是制約新型儲能發(fā)展的核心因素。

　　電網(wǎng)側(cè)儲能是指電力系統(tǒng)中能接受電力調(diào)度機構統(tǒng)一調(diào)度、響應電網(wǎng)需求，能發(fā)揮全局性、系統(tǒng)性作用的儲能資源，以獨立儲能為主。據(jù)了解，目前全國獨立儲能電站收益模式主要有容量租賃、容量補償、參與輔助服務(調(diào)峰、頂峰、調(diào)頻等)和現(xiàn)貨市場等。

　　《報告》指出，就電網(wǎng)側(cè)獨立儲能而言，雖然獨立儲能電站收入渠道有多種，但是這些渠道并沒有在全國推廣，只是部分地區(qū)在進行試點，不同地區(qū)獨立儲能收益模式略有不同。由于各地市場規(guī)則不同，以及儲能本身的運行特點所限，多數(shù)情況下儲能不能得到全部渠道的收益，只能獲得其中部分收益。

　　中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟電力市場專委會秘書長、華北電力大學副教授鄭華告訴記者：“目前，我國獨立儲能電站真正投運商用的還不是很多，多數(shù)處于建設或并網(wǎng)測試階段。相關政策多處于征求意見階段或準備實施階段，缺少明確的價格核定。實際的儲能電站項目收益不能滿足持續(xù)健康發(fā)展的最低收益要求，一方面是因為調(diào)峰次數(shù)有限，中長期交易價差或補償價格較低;另一方面，儲能電站難以簽訂長期租賃合同，租賃收益也無法保障。”

　　業(yè)內(nèi)人士北江(化名)指出：“在容量租賃商業(yè)模式中，目前租賃費用較高，新能源企業(yè)在衡量成本后會考慮自建儲能系統(tǒng)，該模式通常處于有價無市狀態(tài)。”

　　可喜的是，2023年以來，獨立儲能多了一條創(chuàng)收途徑——參與電力現(xiàn)貨市場。

　　自2021年7月以來，國家發(fā)改委、國家能源局陸續(xù)發(fā)布多項推動新型儲能發(fā)展和應用的指導文件，明確新型儲能獨立市場主體地位，鼓勵新型儲能參與電力市場。國家層面鼓勵推動，地方實踐有所破冰，2023年7月，新能源與配建儲能首次作為聯(lián)合主體參與山東電力市場化交易。2023年10月，廣東寶湖儲能電站(70兆瓦/140兆瓦時)首次入市，在全國率先實現(xiàn)獨立儲能以“報量報價”方式參與現(xiàn)貨市場交易。

　　當前，我國儲能參與電力現(xiàn)貨市場，通過在電價低谷時充電、電價高峰時放電賺取電力差價收入。

　　北江表示，以山東100兆瓦/200兆瓦時鋰電池儲能電站為例，其不參與現(xiàn)貨市場時，成本回收途徑主要包括充放電量收益和政府補貼，按照山東基準價394.4元/兆瓦時測算，儲能主體充放電收益約為1900萬元。若其參與現(xiàn)貨市場，按照山東現(xiàn)行規(guī)則測算，相較于不參與市場收益增加500萬元，增幅達到25%。

　　不過，進入現(xiàn)貨市場不代表一定穩(wěn)賺不賠。北江以山東容量20萬千瓦的儲能電站為例分析，在峰谷套利模式下，工程靜態(tài)投資超4億元，平均峰谷價差約0.42元/千瓦時，收入約4800萬元/年，約需要9年回收成本。“但電池實際使用年限遠達不到可研計劃中的20年及以上，可能僅有不到一半的使用壽命，所以在儲能電池報廢前，僅依靠峰谷價差收入很難收回投資成本。”北江進一步指出，“目前獨立儲能進入市場的機制也并不是很完善。山東、甘肅等省份已經(jīng)明確了獨立儲能可以參與現(xiàn)貨市場，但是部分省份并未允許儲能參與現(xiàn)貨市場。”

　　據(jù)鄭華統(tǒng)計，截至目前，已有22個省市出臺了新型儲能可參與“中長期市場+現(xiàn)貨市場+輔助服務市場”或“現(xiàn)貨市場+輔助服務市場”的機制，但多處于征求意見或待實施階段，政策或機制的有效性尚待進一步檢驗和完善。“一是相較于國外典型市場，獨立儲能的準入條件尚比較苛刻;二是獨立儲能可參與的交易品種還比較有限，比如在現(xiàn)貨市場條件下，輔助服務只有自動發(fā)電控制(AGC)一種;再如，存在同一日只能選擇參與現(xiàn)貨交易或輔助服務一種，不能在日內(nèi)分時段參加不同交易等限制;三是，在現(xiàn)有現(xiàn)貨規(guī)則中，獨立儲能多以‘報量不報價’模式參加;四是現(xiàn)貨價差處于下調(diào)節(jié)周期，獨立儲能參與現(xiàn)貨收益明顯不足。”鄭華表示。

　　在發(fā)電側(cè)，新型儲能主要起到匹配電力生產(chǎn)和消納、減輕電網(wǎng)壓力等作用。當前我國發(fā)電側(cè)電化學儲能從用途上看主要有火儲聯(lián)合調(diào)頻和新能源配儲，火儲聯(lián)合調(diào)頻市場規(guī)模有限，新能源配儲成為新型儲能主要應用場景。《報告》指出，發(fā)電側(cè)儲能收益由減少“棄風棄光”電量增加電費收入和減少的考核費用等構成，但目前經(jīng)濟性不顯著。

　　用戶側(cè)儲能的主體為電力用戶，主要包括工商業(yè)用戶及家庭用戶，其經(jīng)濟性主要體現(xiàn)在利用儲能進行峰谷套利。我國戶用儲能主要應用在工商業(yè)，據(jù)伍德麥肯錫咨詢預測，到2030年，工商業(yè)儲能將占據(jù)中國儲能市場的10%，較2021年占比上升4個百分點。隨著分時電價的進一步完善和高耗能企業(yè)電價的進一步上漲，工商業(yè)用戶儲能的經(jīng)濟性有望增強。但我國目前峰谷價差機制待完善、儲能成本仍高企、用戶側(cè)儲能規(guī)模不大，工商業(yè)儲能的經(jīng)濟性實現(xiàn)規(guī)?；l(fā)展還需要一些時日。

　　供需失衡

　　結構性矛盾日漸突出

　　儲能電站項目普遍虧損，表面上看是盈利模式問題，究其根本，是政策端制造的人為需求與實際需求之間的脫節(jié)導致的結構性矛盾。

　　國家能源局數(shù)據(jù)顯示，2023年上半年，全國新型儲能新投運裝機規(guī)模約8.63吉瓦/17.72吉瓦時，相當于此前歷年累計裝機規(guī)?？偤?。我們需要先搞清楚一個問題，在這么短的時間內(nèi)上如此規(guī)模的新型儲能，是給誰用?

　　根據(jù)《統(tǒng)計數(shù)據(jù)》顯示，截至2023年6月底，電源側(cè)儲能以新能源配儲為主，受各省新能源配儲政策影響，新能源配儲比例持續(xù)提高，累計投運總功率約 6.20吉瓦、占比81.44%，總能量約12∶75吉瓦時、占比89.73%;2023年上半年新增總功率約3.38吉瓦、占比92.83%，總能量約7.25吉瓦時、占比97.94%。目前新能源配儲主要分布在內(nèi)蒙古、甘肅、西藏、山東、新疆等新能源裝機較高的省(區(qū))。由此可見，“新能源配儲”政策仍是儲能裝機增長中最強勁的驅(qū)動點。

　　長久以來，我國電力系統(tǒng)采取“源隨荷動”的平衡模式，但是新能源發(fā)電固有的波動性、隨機性使其無法跟隨系統(tǒng)負荷調(diào)整出力，電力系統(tǒng)不僅需要跟蹤負荷變化，還需要平衡“靠天吃飯”的出力變化，加劇了系統(tǒng)調(diào)節(jié)負擔。為提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力，地方采取新能源強制配儲措施，實現(xiàn)新能源全額保障性消納。

　　據(jù)記者不完全統(tǒng)計，目前，我國已有20余省份發(fā)布了新能源配備5%~40%儲能的相關政策文件，時長為1~4小時，甚至部分地方政府將儲能作為新能源建設的前提條件，導致部分項目儲能配置比例達到了50%~100%。在政策導向下，我國新型儲能裝機一路狂飆。

　　然而，強制新能源配儲，并未達到“1+1>2”的效果?！秷蟾妗分赋觯瑑δ茈娬窘ㄔO會加大新能源項目初始投資成本，一座光伏電站配建裝機量20%、時長2小時的儲能項目，其初始投資將增加8%~10%;而風電場配建同樣容量的儲能項目，其初始投資成本將增加15%~20%。當前新能源企業(yè)配儲成本主要由企業(yè)自身承擔，給企業(yè)帶來較大壓力。從調(diào)查機組的等效利用系數(shù)看，新能源配儲的等效利用系數(shù)僅為6.1%，低或遠低于火儲、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)。

　　業(yè)內(nèi)人士劉遠(化名)表示：“配儲后的新能源企業(yè)，由于沒有充分利用配建的儲能設施或租賃的儲能設施不為其直接調(diào)節(jié)，并未讓新能源企業(yè)真正獲益，加重了新能源企業(yè)的負擔，造成了新能源企業(yè)向儲能行業(yè)轉(zhuǎn)移利潤，形成了新的矛盾。新能源企業(yè)在被動接受配儲的同時仍需支付大額輔助服務費用。行政指令下人為制造的需求，并不是實際需求，儲能利用小時數(shù)低，新能源企業(yè)也苦不堪言，此情此景用兩敗俱傷形容新能源強制配儲‘拉郎配’并不為過。”

　　“家徒四壁、想開賓利”是不現(xiàn)實的。與其替代品相比，新型儲能并不具備競爭力。北江表示：“若按照1600元/千瓦時的成本、年利用500次計算，度電儲能成本高達0.55元/千瓦時。相比之下，抽水蓄能、壓縮空氣儲能、煤電調(diào)峰成本分別為0.23～0.34元/千瓦時、0.25～0.41元/千瓦時、約0.3元/千瓦時左右。當新型儲能成本降至1200元/千瓦時，年利用次數(shù)1000次，儲能成本將降至0.21元/千瓦時，實現(xiàn)與抽水蓄能價格持平。但很顯然，無論是儲能成本還是年利用次數(shù)，目前都很難達到這個水平。”

　　根據(jù)公開研究，從能量密度上看，粗略計算一公斤煤炭大約能夠發(fā)三度電，現(xiàn)在儲能的能量密度大約只有三度的二十分之一。以京津唐電網(wǎng)為例，目前迎峰度夏期間最大負荷是6000萬千瓦，電化學儲能成本以1000元/千瓦為基準，按照極端情況下全部配置儲能，京津唐需要投資5萬億元，而目前全國電網(wǎng)總資產(chǎn)大約只有6萬億元。

　　《報告》表示，新型儲能發(fā)展驅(qū)動力主要來自政策端，由發(fā)電側(cè)承擔，在儲能收益來源相對單一的情況下，發(fā)電企業(yè)出于經(jīng)濟性考慮，會更傾向于選擇低成本儲能項目，相對忽視性能和安全問題，而激增的下游需求傳導到儲能供應方就會引發(fā)低價競爭問題，儲能供應方已經(jīng)開始了激烈的價格“廝殺”。

　　過去三年，在大宗商品里很難找到價格波動比碳酸鋰更加劇烈的品類。自疫情和俄烏沖突發(fā)生以來，碳酸鋰漲幅高達14倍，2022年四季度碳酸鋰價格最高漲到60萬/噸。為了應對產(chǎn)業(yè)日益增長的套保需求，碳酸鋰期貨2023年7月21日在廣期所掛牌上市。如今，電池級碳酸鋰現(xiàn)貨價格從年初頂峰的近60萬元/噸下跌至約10萬元/噸，年內(nèi)跌幅高達80%。

　　根據(jù)央視財經(jīng)2023年12月的調(diào)查，國內(nèi)儲能行業(yè)呈現(xiàn)“冰火兩重天”的現(xiàn)象。下游投產(chǎn)規(guī)?；鸨嫌握袠藘r格卻幾近腰斬。投資運營尚未形成穩(wěn)定清晰的商業(yè)模式，在行業(yè)源頭收益較低而市場競爭又異常激烈的情況下，價格戰(zhàn)的結果必然導向劣幣驅(qū)逐良幣。

　　《報告》預測，當前多家儲能上市企業(yè)毛利率水平均出現(xiàn)了下降趨勢。長此以往，整體市場將難以實現(xiàn)良性競爭出清，低成本低性能建設模式也將給儲能產(chǎn)業(yè)埋下安全隱患，破壞行業(yè)整體生態(tài)，甚至損害人民生命財產(chǎn)安全。

　　找準定位

　　讓市場發(fā)現(xiàn)儲能真實價值

　　2023年以來，與儲能相關的展會、峰會、研討會林林總總不下百個，關于“儲能到底能發(fā)揮多大作用”的爭論見仁見智。

　　國家能源局發(fā)布的《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書》指出，新型儲能是構建新型電力系統(tǒng)的關鍵環(huán)節(jié)。新型儲能可發(fā)揮支撐電力保供、提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力、保障電網(wǎng)運行安全等重要作用，具有多元、多時間尺度的應用場景，通過儲能的規(guī)?；瘧?，電力系統(tǒng)由傳統(tǒng)源隨荷動向源網(wǎng)荷儲融合互動轉(zhuǎn)變，從而實現(xiàn)安全、綠色、高效三個發(fā)展目標的統(tǒng)籌協(xié)調(diào)。結合系統(tǒng)需求，推動源網(wǎng)荷各側(cè)多應用場景的儲能科學合理布局，同時推動多時間尺度儲能協(xié)調(diào)應用。

　　毫無疑問，儲能加速融入新型電力系統(tǒng)構建的趨勢沒有改變，但怎么把儲能用對、用好是關鍵。儲能的強項，在于反應速度快、精度高等“精細活”上，更適合在輔助服務市場里“發(fā)光發(fā)熱”，用這些功能參與電能量市場，難免有“拿著外科手術刀下地種莊稼”的錯配感。找準定位、匹配供需、發(fā)揮價值，探尋可持續(xù)發(fā)展的盈利模式，提升儲能項目的利用率，建立市場化的價格機制，才是新型儲能的發(fā)展出路。

　　劉遠告訴記者：“在歐美國家的電力批發(fā)市場中，電化學儲能主要發(fā)揮功率調(diào)節(jié)的作用，不以能量存儲為主要利用方式;而其能量型應用主要在電網(wǎng)末端，由于歐美國家地廣人稀，加裝電池儲能比多建一條電網(wǎng)線路更為經(jīng)濟，且成本由用戶買單，這點與我國有本質(zhì)區(qū)別。”

　　在劉遠看來，儲能關鍵要在輔助服務方面發(fā)力，這需要從市場機制上新增快速調(diào)頻、轉(zhuǎn)動慣量、爬坡速率等新型輔助服務交易品種，并允許儲能參與多種輔助服務品種，鼓勵獨立儲能項目通過“報量報價”的方式參與調(diào)頻、備用等，充分發(fā)揮儲能項目快速響應優(yōu)勢和規(guī)模小、分布分散等特點。

　　目前，我國電力市場正處于發(fā)展初期，功能體系尚未健全完善，儲能的“用武之地”也未能完全發(fā)揮。北江表示，部分省份僅允許儲能參與一次調(diào)頻輔助服務，而儲能在多個領域(例如備用、快速爬坡)等方面具有顯著的優(yōu)勢，目前并未在相關政策體現(xiàn)。在目前的市場機制下，儲能參與市場的主動性受限，作用并未充分發(fā)揮，嚴重影響了利用率。

　　在政策引導層面，鄭華表示，儲能的優(yōu)化配置，需要各地統(tǒng)籌本地靈活性資源的“真需求”，協(xié)調(diào)規(guī)劃發(fā)展各類靈活性資源，充分發(fā)揮源網(wǎng)荷側(cè)各類靈活性資源的價值，以及價值發(fā)現(xiàn)的市場機制。“其次，在儲能參與電力市場方面，需要聚焦成本收益等核心問題，既不能顧此失彼，亦不能因噎廢食，做好中長期、現(xiàn)貨和輔助服務多品種間的銜接機制，梳理好各類儲能的疏導機制與成本測算，充分落實‘有為政府’與‘有效市場’的銜接，以電力現(xiàn)貨和輔助服務為抓手，降低儲能準入門檻、賦予其平等的交易權利、豐富交易品種，促進新型儲能良性發(fā)展。”鄭華說。

　　遠景能源儲能產(chǎn)品總工程師錢振華表示贊同，新型儲能可持續(xù)發(fā)展需要更加完善的市場環(huán)境，建議現(xiàn)貨市場進一步擴大，完善輔助服務市場，健全容量電價和容量市場，在開展現(xiàn)貨市場的省份明確儲能參與電力市場的電價機制。針對獨立儲能明確其參與市場的條件和技術參數(shù)，針對配套儲能明確其調(diào)度方式并引導儲能與新能源以虛擬聚合體形式參與市場交易。

　　市場建設需進一步深化，儲能自身技術也仍需修煉。據(jù)記者了解，儲能本身的安全以及性能是決定其能否被有效利用的關鍵因素之一。由于儲能設施建設標準涉及設計、安裝、驗收、投運、運維等多個環(huán)節(jié)，沒有完善、系統(tǒng)的標準體系，難以保證儲能產(chǎn)品質(zhì)量與安全。同時，虛標容量、檢修超期、執(zhí)行調(diào)度指令不到位等問題頻出，對電化學儲能設施的運行管理缺乏有效監(jiān)管手段。受訪專家一致建議加大儲能基礎研究投入，完善儲能相關技術標準體系建設，加強儲能場站運維管理能力，加強監(jiān)管，提升電化學儲能安全運行水平。

　　北江建議，從國家層面取消新能源配套儲能政策，明確新能源配建儲能不得作為并網(wǎng)運行的前置條件。新能源可以根據(jù)自身經(jīng)營需要，采用適應自身需要的技術經(jīng)濟手段，選擇配建儲能、租賃儲能還是在現(xiàn)貨市場購買平衡服務，避免不合理的市場干預，保障儲能和新能源的合理收益。

　　總之，資本熱炒之下，更需冷思考：多少裝機的儲能滿足實際需求、什么樣的技術路線最優(yōu)、什么樣的商業(yè)模式行之有效，這些問題讓市場說話更為合理;當然，持續(xù)完善市場機制也是必要前提，否則“讓市場來說話”很難真正落實。

　　本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2023年12期，作者系本刊記者