中國儲能網(wǎng)訊：無論在電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)還是用戶側(cè)，隨政策而動的儲能行業(yè)，亟需一個明確的身份認定。
文 | 武魏楠
從9月22日開始，中國的能源行業(yè)開始進入“碳中和熱潮期”。習(xí)近平總書記在第七十五屆聯(lián)合國大會一般性辯論上“2030年碳排放達峰、2060年實現(xiàn)碳中和”的承諾，讓中國的可再生能源行業(yè)為之一振。緊接著在氣候雄心峰會上，中國國家自主貢獻新舉措中，“2030年風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機容量將達到12億千瓦以上”將這股熱潮推向了高潮。
除了風(fēng)電、光伏，還有一個行業(yè)從中看到了自己未來無限的發(fā)展空間，這就是儲能。
隨著風(fēng)、光在電力系統(tǒng)中的占比越來越高，電力系統(tǒng)在調(diào)峰、調(diào)頻等方面所面臨的挑戰(zhàn)越來越嚴峻。廉價、環(huán)保、安全的儲能技術(shù)幾乎是未來能源轉(zhuǎn)型、碳中和目標下的一個必然選擇。
不過宏觀層面利好給企業(yè)帶來的好心情卻被年末的另一個消息沖淡了些。11月16日，2020年青海光伏競價項目對儲能系統(tǒng)采購進行公示。在標段1（65MW/130MWH）的中標候選企業(yè)中，比亞迪以1.06元/wh的價格刷新了今年的投標單價新低。
“年初1月的時候，加上施工工程的成本，系統(tǒng)報價差不多在2.5元/wh以內(nèi)。比亞迪的這個投標價格直接砍去了一半多，大家都非常吃驚。”一家儲能企業(yè)負責(zé)人告訴《能源》雜志記者。
盡管這只是投標單價，從今年的經(jīng)驗來看，項目并非都是低價者中標。但比亞迪和它的1.06元/wh為今年儲能市場慘烈的價格戰(zhàn)劃上了一個并不算圓滿的句號。
過去兩年多的時間里，儲能產(chǎn)業(yè)經(jīng)歷了過山車般的跌宕起伏。2018年7月，國內(nèi)規(guī)模最大的電池儲能電站項目——江蘇鎮(zhèn)江電網(wǎng)儲能電站工程并網(wǎng)投運，拉開了電網(wǎng)側(cè)儲能的熱潮。2019年5月，發(fā)改委正式印發(fā)《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》，電儲能設(shè)施未被納入輸配電價，電網(wǎng)側(cè)儲能瞬間降至冰點。
而2020年由于風(fēng)電光伏都面臨著平價時代前的最后搶裝，加上多個省份出臺“可再生能源項目強制配套儲能”的政策，電源側(cè)儲能成為今年最大的市場。
而沒有了新能源搶裝的2021年，儲能市場會走向何方？
沒有人能夠回答這個問題。因為無論儲能有多么功能強大、必不可少，但都無法改變儲能“有價值、無價格”的事實。無論在電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)還是用戶側(cè)，誰來為儲能埋單的問題都難以回避。因此，儲能亟需一個明確的身份認定。
價格戰(zhàn)背后的問題
從年初的均價2.5元/wh到現(xiàn)在比亞迪報出1.06元/wh，2020年儲能系統(tǒng)價格暴跌的最直接誘因，就是可再生能源配套儲能政策疊加搶裝潮。
2017年，青海省最先出臺了相關(guān)政策?！肚嗪Ｊ?017年度風(fēng)電開發(fā)建設(shè)方案》中明確提出其當(dāng)年規(guī)劃的330萬千瓦風(fēng)電項目，要按照建設(shè)規(guī)模的10%配套建設(shè)儲電裝置。到了2019年，隨著電網(wǎng)側(cè)儲能的沉寂，安徽、新疆等省區(qū)也開始出臺相關(guān)政策要求可再生能源項目中必須配套一定比例的儲能系統(tǒng)。進入2020年，出臺可再生能源配套儲能系統(tǒng)政策的省區(qū)多達十幾個。
可再生能源項目需要趕在2021年全面平價時代來臨之前搶裝并網(wǎng)，毫無疑問為儲能價格戰(zhàn)添加了一把助燃劑。
那么這場價格戰(zhàn)的真實情況又是如何呢？
“1.06元/wh的價格確實讓大家很震驚。但是我們還是更傾向于這屬于比較孤例的行為，并不代表整個行業(yè)價格趨勢已經(jīng)無限接近的1元了。”上述業(yè)內(nèi)人士對《能源》雜志記者說。
根據(jù)《能源》雜志記者走訪了解，2020年儲能市場上的低報價大多通過三種形式來實現(xiàn)：1.電池企業(yè)主動降低成本或者消納庫存壓力；2.不生產(chǎn)電芯的系統(tǒng)集成商選擇低價的供應(yīng)商；3.虧本搶項目。
“現(xiàn)在儲能市場還是大浪淘沙的過程，而且市場空間很大。虧本低價去搶客戶也不可能覆蓋整個市場?！比f克能源科技有限公司華東區(qū)域總經(jīng)理彭寬寬告訴《能源》雜志記者。
如果說純粹的虧本低價搶項目對企業(yè)來說不足畏懼，那么其他兩個低報價的實現(xiàn)形式則可能對行業(yè)產(chǎn)生較大的負面影響。
在傲普能源科技集團總經(jīng)理尚德華看來，儲能系統(tǒng)的安全穩(wěn)定是至關(guān)重要的?！皷|拼西湊的采購設(shè)備，不考慮集成的效果，也許價格低了，但安全性可能就沒有什么保障。”
即便是占據(jù)了儲能系統(tǒng)成本大頭的電芯企業(yè)主動降價，也并不意味著就毫無問題?！巴粋€品牌的動力電池、儲能電池和移動基站電池，使用場景不同，所以性能、價格也完全不同，”陽光電源儲能事業(yè)部副總經(jīng)理陳志說，“也許都是磷酸鐵鋰電池，但如果你把移動基站的電池拿到儲能項目里，那電池的效率和壽命是完全不一樣的?！?
但是可再生能源項目的業(yè)主有時候并不了解其中的區(qū)別，甚至不需要有區(qū)別。因為在各省的可再生能源項目配套儲能政策中，并沒有規(guī)定儲能項目的技術(shù)細節(jié)，也沒有儲能盈利的具體模式?！皩τ跇I(yè)主來說，儲能只是項目的固定成本而已。成本自然是越低越好?！?
無論是在哪個行業(yè)，降低成本的核心途徑只有兩個：技術(shù)進步和規(guī)模增長。顯然，2020年儲能的低價并不符合這兩個要素。正如前文所述，不合理的降價也許可以給行業(yè)帶來短暫的繁榮，但同時也會對行業(yè)帶來消極的影響。
好在隨著搶裝潮的落幕，儲能的價格戰(zhàn)也告一段落。但電源側(cè)儲能的故事，并不會因此而完結(jié)。
“外掛”的命運
2020年7月9日，廣東電網(wǎng)電力調(diào)度控制中心發(fā)布了“關(guān)于征求《廣東調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易規(guī)則（征求意見稿）》意見的函”。文件對2018年國家能源局南方監(jiān)管局印發(fā)的《廣東調(diào)頻輔助服務(wù)市場交易規(guī)則（試行）》進行了修訂。
內(nèi)容雖然修改不多，但對調(diào)頻市場產(chǎn)生了重大影響?？偨Y(jié)來看，主要有以下幾點：1.調(diào)頻里程申報價格由固定值修改為每半年評估一次，若80%以上機組以下限報價，則上、下限小幅降低0.5元/MW，保留了隨時降價的可能；2.調(diào)頻里程補償計算規(guī)則修改，綜合調(diào)頻性能越高的機組，補償降幅越大；3.廣東現(xiàn)貨電力市場啟動前中標單元的AGC調(diào)頻容量不進行補償，啟動后按現(xiàn)貨規(guī)則計算容量補償。
2018年，廣東省的調(diào)頻輔助服務(wù)市場規(guī)則首次允許容量為2MW/0.5小時及以上的電化學(xué)儲能電站作為第三方提供調(diào)頻輔助服務(wù)。因此廣東也成為儲能參與輔助服務(wù)市場的試驗田。
根據(jù)廣東調(diào)頻輔助服務(wù)市場原有的交易規(guī)則，調(diào)頻里程申報價格上下限規(guī)定為15元/MW、6元/MW。而調(diào)頻補償收益主要取決于綜合調(diào)頻性能，即調(diào)節(jié)速率、響應(yīng)時間、調(diào)節(jié)精度三個方面的綜合表現(xiàn)。
“電化學(xué)儲能在性能上非常適合調(diào)頻規(guī)則。所以安裝了儲能的電廠就相當(dāng)于有了外掛。早點上儲能，就能早點賺錢。賺的還不算少?！痹趶V東參與了調(diào)頻市場交易的白彥（化名）告訴《能源》雜志記者。
由于廣東省調(diào)頻輔助服務(wù)補償量大，且一直呈上升趨勢，火電廠便開始爭先恐后的上馬儲能項目，這卻產(chǎn)生了新的問題。
按照市場規(guī)則，優(yōu)質(zhì)調(diào)頻資源可以用最低限價報價方式獲得優(yōu)先調(diào)用的權(quán)利，但出清價格卻可以按照中標機組中的最高價機組決定。這也是火電廠用電化學(xué)儲能當(dāng)“外掛”的盈利之道。
“但是當(dāng)大家都有外掛的時候，好的調(diào)頻資源供過于求，中標機組都是電化學(xué)儲能聯(lián)合調(diào)頻機組。最后的出清價格接近大家的低報價，儲能的高收益也就不存在了，”白彥說，“這是一個市場自我調(diào)節(jié)的過程。不過現(xiàn)在新政策出臺，直接就打擊了調(diào)頻儲能投資的熱情?！?
在其他情況不變的條件下，綜合調(diào)頻性能為3的機組，2021年里程補償額降幅將達42%，第二年降幅為52%。在此前廣東調(diào)頻輔助服務(wù)市場的熱潮中，很多電化學(xué)儲能電站與電廠簽訂了高比例的分成合同?！霸谛б婧?、投資回報周期短的時候，這么干沒問題。但現(xiàn)在沒那么多收益了，有些項目甚至可能會違約?！?
隨“風(fēng)”搖擺的儲能
在中國，產(chǎn)業(yè)政策左右著行業(yè)的興衰已經(jīng)是顛撲不破的真理了。同屬能源行業(yè)的光伏、風(fēng)電在過去十幾年的時間里，也經(jīng)歷了產(chǎn)業(yè)政策主導(dǎo)下的周期性。但儲能與光伏、風(fēng)電相比，卻有著根本性的不同。儲能沒有成熟、穩(wěn)定的商業(yè)模式。
光伏、風(fēng)電雖然嚴重依賴補貼，但其盈利模式卻從一開始就十分明確：利潤=上網(wǎng)電價（含補貼）—成本。隨著技術(shù)進步和產(chǎn)業(yè)規(guī)模的擴大，風(fēng)光可以讓自己的成本不斷下降，只要成本低于去掉補貼的電價，就能實現(xiàn)自我造血。
“儲能的價值主要是調(diào)峰、調(diào)頻等，為電網(wǎng)的安全穩(wěn)定運行提供服務(wù)。但我們國家現(xiàn)在基本沒有輔助服務(wù)市場，更不要說有輔助服務(wù)的價格了。所以儲能現(xiàn)在就是有價值、沒價格，”上述業(yè)內(nèi)人士說，“收入都算不清楚，誰知道成本降低到什么時候是個頭呢？”
新興產(chǎn)業(yè)的發(fā)展絕對離不開資本的支持。但看不到未來收益希望，逐利的資本也沒理由做虧本的買賣?！翱陀^地說，目前市場對儲能的投資還是有熱情的?！迸韺拰捳f，“但儲能項目并不算優(yōu)質(zhì)投資也是事實?，F(xiàn)在項目收益來源太單一，而且政策的變化太快、太劇烈?！?
儲能的不確定性在各地可再生能源配置儲能政策中也暴露無遺?！拔覀兿嘈诺胤秸雠_相關(guān)政策的出發(fā)點是好的。但沒有了相關(guān)細則對儲能的技術(shù)標準進行限定、或者給出盈利模式，最終的結(jié)果只能是像現(xiàn)在這樣讓儲能成為可再生能源項目成本的一部分?！?
談及政策上的支持，儲能企業(yè)更多地希望立足于自身定位，而不滿足于單純的價格?！皟r格或者說補貼并不能算是現(xiàn)在行業(yè)的核心痛點，我們更希望能從國家層面給儲能一個明確的規(guī)劃或者市場定位。”尚德華告訴《能源》雜志記者。
從電網(wǎng)側(cè)儲能到電源側(cè)儲能、用戶側(cè)儲能，再到現(xiàn)在的風(fēng)光水火儲一體化和源網(wǎng)荷儲一體化，儲能地位看起來上升了。但一旦談到成本、付費，儲能似乎又變成了一種負擔(dān)。在儲能企業(yè)看來，原因還是在于儲能在電力系統(tǒng)中的定位不清晰，導(dǎo)致成本無法疏導(dǎo)。
那么，到底誰應(yīng)該為儲能買單呢？
價格疏導(dǎo)的關(guān)卡
在回答這個問題之前，我們先看一則新聞。根據(jù)美國儲能協(xié)會（ESA）和伍德麥肯錫咨詢公司聯(lián)合發(fā)布的報告，美國儲能市場在2020年第三季度裝機476MW/764MWH，比之前的單季度裝機記錄——也就是2020年的第二季度——增長了240%。
從下圖我們可以明顯地看到，進入2019年之后，美國的電化學(xué)儲能裝機增長速度明顯有了大幅度的提高。而在此之前的裝機高峰則出現(xiàn)在2016年。
這兩個時間點有什么特殊的意義么？
2015年10月，加州的一個天然氣地下儲氣庫發(fā)生泄露。為了避免天然氣短缺引發(fā)電力供應(yīng)問題，加州緊急建設(shè)了一批電儲能項目，用作調(diào)峰。這不僅是2016年裝機小高峰出現(xiàn)的背景，更成為美國儲能市場大發(fā)展的一次機遇。
而到了2018年的2月，美國聯(lián)邦能源管理委員會(FERC)發(fā)布了第841號命令，要求各個電力市場要允許儲能參與容量市場、電能量市場和輔助服務(wù)市場。而且儲能項目可以參與批發(fā)市場，以節(jié)點電價結(jié)算充放電費用。在此之前，儲能只能以零售價格結(jié)算充電費用。
在輔助服務(wù)市場里，或者說調(diào)頻市場里，電化學(xué)儲能有著天然的優(yōu)勢（廣東的事實驗證了這一點）。所以即便沒有FERC的841號令，美國的電力市場也歡迎儲能參與調(diào)頻市場。841號令的最大價值在于肯定了儲能在電能量市場里既可以作為賣家、也可以作為買家。
不要小看這一點點的地位確認，這實際上是儲能盈利模式的核心之一。儲能總是被宣傳為可以在電價低的時候儲蓄電能量，電價高的時候放電，也即削峰填谷。但是如果儲能被定位在零售側(cè)，只能以零售電價充放電，那么其套利空間就大大縮小了?！耙驗橛脩魝?cè)的零售電價是售電公司套利之后的低風(fēng)險曲線。簡單地說就是峰谷價差已經(jīng)被縮小了一輪，那么儲能的套利空間就減少了?！?
從美國市場的經(jīng)驗來看，儲能爆發(fā)增長的條件有：明確的市場定位+成熟的電力市場。那么誰來為儲能買單的答案也很明顯了。在電能量市場中，儲能項目本身具備盈利能力。而在輔助服務(wù)市場中，是發(fā)電與負荷（也即用戶）為儲能提供的服務(wù)買單。
在2015年的電改9號文中，對于輔助服務(wù)是這樣規(guī)定的：“建立輔助服務(wù)分擔(dān)共享新機制。適應(yīng)電網(wǎng)調(diào)峰、調(diào)頻、調(diào)壓和用戶可中斷負荷等輔助服務(wù)新要求，完善并網(wǎng)發(fā)電企業(yè)輔助服務(wù)考核新機制和補償機制。根據(jù)電網(wǎng)可靠性和服務(wù)質(zhì)量，按照誰受益、誰承擔(dān)的原則，建立用戶參與的服務(wù)分擔(dān)共享機制。用戶可以結(jié)合自身負荷特性，自愿選擇與發(fā)電企業(yè)或電網(wǎng)企業(yè)簽訂保供電協(xié)議、可中斷負荷協(xié)議等合同，約定各自的服務(wù)權(quán)利與義務(wù)，承擔(dān)必要的輔助服務(wù)費用，或按照貢獻獲得相應(yīng)的經(jīng)濟補償?！?
許多業(yè)內(nèi)人士坦言，在中國現(xiàn)行的電力系統(tǒng)中，儲能的加入是為電網(wǎng)提供了系統(tǒng)平衡的服務(wù)，同時由用戶享受了輔助服務(wù)成果，電網(wǎng)和用戶是天然的受益方。但是儲能不計入輸配電價，再加上用戶側(cè)漲價的不現(xiàn)實，導(dǎo)致現(xiàn)在儲能的成本疏導(dǎo)出了問題。
隨著電力市場化改革的加速進行，作為重要組成部分的輔助服務(wù)市場建設(shè)被視為儲能市場定位及盈利頗具的關(guān)鍵。但在廣東省輔助服務(wù)市場的嘗試中，調(diào)頻費用最后只是在發(fā)電側(cè)之間零和，并沒有傳導(dǎo)到用戶?！皼]有把輔助服務(wù)的費用傳導(dǎo)到用戶側(cè)，才會出現(xiàn)電廠都裝了電化學(xué)儲能就大家都不賺錢的尷尬局面?！卑讖┱f。
在很多業(yè)內(nèi)專家看來，在成熟的電力市場中，輔助服務(wù)價格疏導(dǎo)至用戶側(cè)并不代表用電成本的提高，應(yīng)綜合考慮電量電價、容量電價和輔助服務(wù)價格的綜合。目前來看，未來輔助服務(wù)市場最大的問題可能來自于市場成員地位之間的不平等。
12月12日，國網(wǎng)湖南綜合能源公司湖南郴州、永州、婁底、邵陽四地新能源配套儲能工程項目儲能電池等核心設(shè)備租賃中標公示。南都電源、湖南三迅、華自科技聯(lián)合體，上海電氣，智光儲能，許繼電氣分別獲得中標四個項目，中標總額3532.89萬元。
湖南的可再生能源配套儲能項目，逐漸演變成為電網(wǎng)綜合能源公司租賃儲能企業(yè)設(shè)備，電源項目業(yè)主買單大頭、電網(wǎng)綜合能源公司買單小頭的商業(yè)模式。
“如果是用來替代輸變電投資節(jié)省成本，電網(wǎng)投資儲能值得鼓勵。如果電網(wǎng)的儲能項目參與輔助服務(wù)市場，即是運動員又是裁判員，那就不合適了?！鄙鲜鰳I(yè)內(nèi)人士說。
一次意外事故成為美國儲能市場崛起的敲門磚，中國的儲能企業(yè)還在等風(fēng)來。“市場定位更明確一些、電改更進步一些、哪怕是電網(wǎng)對儲能的開放程度更大一些，都有可能成為儲能進一步發(fā)展的機遇，”尚德華說，“現(xiàn)在只是萬里長征的第一步，我們始終堅信未來是光明的?！?
