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型》報告(以下簡稱《報告》)，儲能的應用場景可從發(fā)電側、電網(wǎng)側、用戶側三個環(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、電網(wǎng)側、用戶側分別占比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)側儲能是指電力系統(tǒng)中能接受電力調度機構統(tǒng)一調度、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(調峰、頂峰、調頻等)和現(xiàn)貨市場等。

　　《報告》指出，就電網(wǎng)側獨立儲能而言，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，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)電側電化學儲能從用途上看主要有火儲聯(lián)合調頻和新能源配儲，火儲聯(lián)合調頻市場規(guī)模有限，新能源配儲成為新型儲能主要應用場景?！秷蟾妗分赋觯l(fā)電側儲能收益由減少“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、用戶側儲能規(guī)模不大，工商業(yè)儲能的經(jīng)濟性實現(xiàn)規(guī)模化發(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)?？偤汀Ｎ覀冃枰雀闱宄粋€問題，在這么短的時間內上如此規(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)調節(jié)負擔。為提升系統(tǒng)調節(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?，儲能電站建設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)側和用戶側。

　　業(yè)內人士劉遠(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)展驅動力主要來自政策端，由發(fā)電側承擔，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，年內跌幅高達80%。

　　根據(jù)央視財經(jīng)2023年12月的調查，國內儲能行業(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茫娏ο到y(tǒng)由傳統(tǒng)源隨荷動向源網(wǎng)荷儲融合互動轉變，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。結合系統(tǒng)需求，推動源網(wǎng)荷各側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頻、轉動慣量、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)調規(guī)劃發(fā)展各類靈活性資源，充分發(fā)揮源網(wǎng)荷側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)品質量與安全。同時，虛標容量、檢修超期、執(zhí)行調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