新型儲能深陷“盈利焦慮”

　　不同于前幾年市場對新型儲能前景的過度樂觀，經(jīng)過幾年落地實踐，儲能項目建而不用、作用有限的現(xiàn)實落差，難免會影響市場的投資熱情。新型儲能是否是新型電力系統(tǒng)的必需品?若不能叫停，又該如何找到自身的價值，實現(xiàn)長期發(fā)展?

　　近日，一則“五大六小國央企發(fā)電集團因收益率低而停止實施鋰電儲能項目”的信息在儲能業(yè)行業(yè)持續(xù)發(fā)酵。作為國內最大集采群體，一旦這些企業(yè)叫停鋰電儲能項目，對新型儲能行業(yè)將是致命性打擊。

　　針對上述消息，某央企相關人士向《中國能源報》記者辟謠：“沒有叫停，公司項目在正常推進中。”但沸沸揚揚的傳言背后，充分暴露出新型儲能的盈利窘境，以及市場對儲能行業(yè)前景的擔憂。

　　不同于前幾年市場對新型儲能前景的過度樂觀，經(jīng)過幾年落地實踐，儲能項目建而不用、作用有限的現(xiàn)實落差，難免會影響市場的投資熱情。由此，引發(fā)行業(yè)的冷靜思考——新型儲能是否是新型電力系統(tǒng)的必需品?若不能叫停，又該如何找到自身的價值，實現(xiàn)長期發(fā)展?

　　市場繁榮

　　新型儲能是指除抽水蓄能以外的新型儲能技術，包括鋰離子電池、液流電池、飛輪、壓縮空氣、氫儲能等。近年來，在推進碳達峰碳中和目標下，新型儲能被認為是構建新型電力系統(tǒng)的重要技術和基礎裝備，出現(xiàn)了爆發(fā)式增長。

　　其中，鋰離子電池因高能量密度、長壽命、快速響應等特點，是目前市場應用最廣、技術成熟度最高的儲能技術。數(shù)據(jù)顯示，截至2023年底，全國已建成投運新型儲能項目累計裝機31.39GW/66.87GWh，平均儲能時長2.1小時。2023年新增裝機22.60GW/48.70GWh，較2022年底增長超過260%。鋰離子電池儲能占據(jù)97%以上的市場份額。

　　2023年，我國新增新型儲能在電源側、電網(wǎng)側、用戶側裝機占比分別為41%、56%和3%。國央企是新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展的國家隊，也是新型儲能項目采購的主力軍。2023年我國新增投運新型儲能裝機top10采購單位規(guī)模合計占比達90%，就以“五大六小、兩網(wǎng)、兩建”為主。

　　“若叫停鋰電儲能項目，可能符合部分發(fā)電企業(yè)個體利益，但對行業(yè)而言將是一場毀滅性打擊。”某儲能系統(tǒng)集成商有關人士向《中國能源報》記者表示，最近在忙著新年工作部署，從目前市場情況來看，項目招標、工程建設仍在有序推進中。

　　新型儲能產(chǎn)業(yè)正常運作，可以從國央企采購招標中得到佐證。比如，1月16日，大唐集團2024年度2GWh磷酸鐵鋰電池儲能系統(tǒng)框架采購項目開標，吸引了49家企業(yè)參與投標，平均報價0.683元/Wh。

　　新型儲能不僅是一個個項目，已然成為各地經(jīng)濟發(fā)展的新動能。近期各省(區(qū)市)陸續(xù)召開2024年經(jīng)濟工作會議，新型儲能多次被重點提及。比如，河北提出，積極推動抽水蓄能電站項目、新型儲能示范項目建設;安徽提出，大力培育先進光伏和新型儲能、新材料等戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè);山西則表示，積極發(fā)展風電光伏、抽水蓄能和新型儲能，推動煤電和新能源優(yōu)化組合。

　　作用有限

　　在某種程度上，叫停儲能項目的傳言反映了部分企業(yè)心聲。上述央企人士稱，“這些年一直都是能拖就拖、能不建就不建。以前的儲能項目不多，還能勉強配上，但現(xiàn)在各方面的壓力都很大。”

　　傳言背后的邏輯值得深思。

　　新型儲能蓬勃發(fā)展，并不是市場驅動的結果。目前，我國有20多個省份發(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，并將其作為新能源并網(wǎng)或核準的前置條件。而配建儲能的成本主要由發(fā)電側承擔。

　　據(jù)記者了解，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%。

　　耗費重金配置的儲能，卻不能解決新能源隨機性、波動性、間歇性的特點給電網(wǎng)安全運行帶來的挑戰(zhàn)。中國電力企業(yè)聯(lián)合會發(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)》顯示，2023年上半年，我國電化學儲能電站日均運行4.17小時，僅達到電站設計利用小時數(shù)的34%。

　　“只相當于用幾個礦泉水桶來儲存長江水，沒有起到什么作用。”中國工程院院士劉吉臻曾公開指出，對儲能一定要有清醒的認識——在以新能源為主體的能源系統(tǒng)中，儲能可以發(fā)揮作用，但十分有限。

　　“中國2022年風電利用率為96.8%，光伏利用率為98.3%，如果儲能要解決棄電問題，需要從風電和光伏4%及2%不到的棄電里尋找生存空間，這非常困難。”南方電網(wǎng)專家委員會專職委員鄭耀東也曾公開指出，新疆新能源利用率從2016年的63%到現(xiàn)在96%以上，依靠的并非是儲能，而是調度管理的優(yōu)化。“對于電力系統(tǒng)而言，儲能只是一種調節(jié)手段，永遠不會成為電力系統(tǒng)的‘第四只腳’。”

　　發(fā)展需求可預見

　　國家發(fā)改委、能源局在2021年發(fā)布的《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》指出，到2025年，新型儲能裝機規(guī)模達3000萬千瓦(30GW))以上。而2023年年底，我國已投運新型儲能累計裝機達34.5GW。從數(shù)據(jù)來看，我國新型儲能已提前兩年完成了目標任務。

　　作用有限且已完成目標，慣性發(fā)展的新型儲能是否需要慢一點、緩一緩?

　　“新能源配儲的執(zhí)行和延續(xù)是一項復雜課題，涉及諸多因素和利益糾結。”華北電力大學教授鄭華向《中國能源報》記者表示，短期來看，新型儲能發(fā)展速度很難放緩?？紤]到電力現(xiàn)貨市場的進展、電力保供、國際競爭等因素，未來部分區(qū)域的新型儲能裝機規(guī)模還將加速提升。

　　新型儲能的發(fā)展與新能源增長態(tài)勢緊密相關。日前召開的全國能源工作會議預測，2024全年全國風電光伏新增裝機2億千瓦左右, 較去年1.6億千瓦的目標提升了25%。

　　“考慮新能源年均新增1億千瓦到2億千瓦規(guī)模的連帶效應，按照最低配比10%計算，未來新型儲能規(guī)模仍將保持較快速度增長，年均1000萬—2000萬千瓦，甚至更高。”國網(wǎng)能源院研究院能源戰(zhàn)略與規(guī)劃研究所高級工程師張晉芳向《中國能源報》記者指出，要科學地看待新型儲能作用發(fā)揮，認識到短時儲能在“保供應”“促消納”存在的邊際效應遞減現(xiàn)象，要加大力度推動長時儲能早日獲得突破，在精準化合理化配置多元儲能基礎上，解決新能源在更高比例發(fā)展階段中出現(xiàn)的不同時間尺度平衡問題。

　　“儲能不是萬能的，要結合具體地區(qū)供需特性、應用場景等情況理性看待其作用與價值。但更要防止在市場機制不完善、成本疏導不通暢等多種因素交疊作用下形成的儲能無用論。”鄭華進一步指出，新型電力系統(tǒng)的發(fā)展目標與趨勢是確定的，高占比或高滲透率的新能源是發(fā)展的必然，新型儲能的未來需求是可預見的，這也是各國爭先恐后地發(fā)展新型儲能技術的根本驅動力。

　　增收是關鍵

　　如何更好地“活下去”，成為新型儲能的現(xiàn)實訴求。

　　誰受益、誰買單，新型儲能最終將通過市場來獲得收益，已取得廣泛共識。目前，新型儲能均以參與調峰、調頻輔助服務市場為主，個別省份在中長期市場和現(xiàn)貨市場進行了探索。其市場方式或交易品種存在差異，電源側，新能源配儲或將支撐新能源全面參與市場的關鍵方式、火電配儲參與調頻輔助服務市場;電網(wǎng)側獨立儲能在不同省區(qū)分別允許參與調峰、調頻、一次調頻、省內備用以及跨省備用等服務市場，個別省份，如山東、山西允許獨立儲能以“報量不報價”等靈活方式參與現(xiàn)貨市場，另外湖南在全國率先推動儲能容量交易試點方案，支持獨立儲能進入容量租賃市場;用戶側儲能特別是工商業(yè)儲能配置需求與峰谷價差關系緊密。

　　“整體來看，新型儲能參與電力市場的交易品種尚為單一，處于盈虧平衡或微利水平。”張晉芳指出，電力市場價格機制還不完善，部分省份的新型儲能參與現(xiàn)貨市場購售價差低于新型儲能盈虧平衡點。電網(wǎng)側儲能方面，支持政策不健全，相對電源側、用戶側而言，電網(wǎng)側替代型儲能亟待明確成本收回機制、認定程序、核價方式等關鍵問題。

　　“新型儲能參與電力市場的機制多停留在‘征求意見’，甚至擱置狀態(tài)，實操的并不多。”鄭華進一步指出，除了機制上的不協(xié)調與落地等問題之外，新型儲能自身的一些技術問題也亟需引起重視，比如可用調度容量認定、循環(huán)壽命認定、廠用電基準等。新型儲能盈利，應當回歸到靈活性資源統(tǒng)籌協(xié)同規(guī)劃與機制設計上，“因噎廢食”不可取，也要回歸到“真需求”。

　　張晉芳建議，一方面，持續(xù)完善市場交易機制，推動新型儲能與新能源打捆等方式參與中長期交易，鼓勵簽訂尖峰和低谷時段市場合約，同時引入有償一次調頻、慣量、爬坡等新交易品種，不斷提升新型儲能參與市場力度，發(fā)揮多重價值作用提高收益;另一方面，不斷優(yōu)化價格機制，合理擴大現(xiàn)貨市場限價范圍，提高調峰輔助服務市場補償標準，完善“按效果付費”輔助服務補償機制，持續(xù)拉大峰谷價差，出臺電網(wǎng)側替代型儲能納入輸配電價核價范圍實施細則，明確認定標準、認定程序并監(jiān)督監(jiān)管實施成效。

　　文丨中國能源報 記者 盧奇秀