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，經過幾年落地實踐，儲能項目建而不用、作用有限的現實落差，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的必需品?若不能叫停，又該如何找到自身的價值，實現長期發展?

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

　　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，經過幾年落地實踐，儲能項目建而不用、作用有限的現實落差，難免會影響市場的投資熱情。由此，引發行業的冷靜思考——新型儲能是否是新型電力系統的必需品?若不能叫停，又該如何找到自身的價值，實現長期發展?

　　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的重要技術和基礎裝備，出現了爆發式增長。

　　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。數據顯示，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97%以上的市場份額。

　　2023年，我國新增新型儲能在電源側、電網側、用戶側裝機占比分別為41%、56%和3%。國央企是新能源產業發展的國家隊，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采購單位規模合計占比達90%，就以“五大六小、兩網、兩建”為主。

　　“若叫停鋰電儲能項目，可能符合部分發電企業個體利益，但對行業而言將是一場毀滅性打擊。”某儲能系統集成商有關人士向《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。

　　新型儲能產業正常運作，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框架采購項目開標，吸引了49家企業參與投標，平均報價0.683元/Wh。

　　新型儲能不僅是一個個項目，已然成為各地經濟發展的新動能。近期各省(區市)陸續召開2024年經濟工作會議，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、新材料等戰略性新興產業;山西則表示，積極發展風電光伏、抽水蓄能和新型儲能，推動煤電和新能源優化組合。

　　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。

　　新型儲能蓬勃發展，并不是市場驅動的結果。目前，我國有20多個省份發布了新能源配備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或核準的前置條件。而配建儲能的成本主要由發電側承擔。

　　據記者了解，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安全運行帶來的挑戰。中國電力企業聯合會發布的《2023年上半年度電化學儲能電站行業統計數據》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中，儲能可以發揮作用，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%到現在96%以上，依靠的并非是儲能，而是調度管理的優化。“對于電力系統而言，儲能只是一種調節手段，永遠不會成為電力系統的‘第四只腳’。”

　　發展需求可預見

　　國家發改委、能源局在2021年發布的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》指出，到2025年，新型儲能裝機規模達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。從數據來看，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，慣性發展的新型儲能是否需要慢一點、緩一緩?

　　“新能源配儲的執行和延續是一項復雜課題，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，新型儲能發展速度很難放緩。考慮到電力現貨市場的進展、電力保供、國際競爭等因素，未來部分區域的新型儲能裝機規模還將加速提升。

　　新型儲能的發展與新能源增長態勢緊密相關。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2億千瓦規模的連帶效應，按照最低配比10%計算，未來新型儲能規模仍將保持較快速度增長，年均1000萬—2000萬千瓦，甚至更高。”國網能源院研究院能源戰略與規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展階段中出現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，新型電力系統的發展目標與趨勢是確定的，高占比或高滲透率的新能源是發展的必然，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;電網側獨立儲能在不同省區分別允許參與調峰、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貨市場購售價差低于新型儲能盈虧平衡點。電網側儲能方面，支持政策不健全，相對電源側、用戶側而言，電網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，實操的并不多。”鄭華進一步指出，除了機制上的不協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籌協同規劃與機制設計上，“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，發揮多重價值作用提高收益;另一方面，不斷優化價格機制，合理擴大現貨市場限價范圍，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，持續拉大峰谷價差，出臺電網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、認定程序并監督監管實施成效。

　　文丨中國能源報 記者 盧奇秀