中國儲能網(wǎng)訊：2023年注定成為新型儲能的變局之年！一方面儲能裝機需求快速增加，數(shù)據(jù)顯示上半年并網(wǎng)容量與招標量均已接近去年全年。另一方面，隨著上游降價，儲能建設(shè)成本也迅速降低。然而在第一批投資沖動退潮之際，以獨立儲能為代表的儲能投資逐步回歸理性，在這場交織著政策、市場大變遷的博弈中，尋求新型儲能的長期確定性收益以及更加可行的技術(shù)路線，是投資人走得更遠的核心力量。
一、新型儲能的狂飆與變局
（一）新型儲能的狂飆
2022年中國新型儲能產(chǎn)業(yè)繼續(xù)保持高速增長，全年新增裝機7.3GW/15.9GWh，同比增長200%，重新回到全球第一，也首次實現(xiàn)年新增容量超過10GWh。知名媒體平臺“儲能與電力市場”也披露，今年上半年國內(nèi)并網(wǎng)總?cè)萘繛?.59GW/15.59GWh，規(guī)模接近去年全年水平。
相對于實際裝機增長，招標數(shù)據(jù)和規(guī)劃數(shù)據(jù)的指引更能體現(xiàn)儲能行業(yè)的繁榮。根據(jù)“儲能與電力市場”統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2023年上半年儲能采購總量就已達到35GWh，超過去年（約44GWh）的3/4。已有24個?。ㄊ校┟鞔_了“十四五”新型儲能建設(shè)目標，規(guī)?？傆?4.85GW；10個?。ㄊ校┫群蟀l(fā)布了新型儲能示范項目清單，規(guī)?？傆?2.2GW/53.8GWh。預(yù)計理想場景下2023年我國新增儲能裝機將達到18GW，儲能的爆發(fā)期正式到來！
新增裝機狂飆的同時是建設(shè)成本的快速下降，其動力既來自于上游降價，另外也反映了電池儲能行業(yè)方興未艾之時就已極致內(nèi)卷的現(xiàn)狀。根據(jù)近期中能建2023年度磷酸鐵鋰電池儲能系統(tǒng)集中采購結(jié)果，2小時儲能系統(tǒng)入圍最低報價0.996元/Wh，中標候選人報價范圍為0.996-1.15元/Wh；4小時儲能系統(tǒng)入圍最低報價0.866元/Wh，中標候選人報價范圍為0.886-1.081元/Wh，比年初下降超過30%。
（二）冷思考：市場與技術(shù)的新變局
但是，新型儲能在“外熱”的同時，“內(nèi)冷”的因素也在積累。筆者認為，相對較為薄弱的市場驅(qū)動力，當前新型儲能的投資熱情更多來自以下三點: 一是各地相繼推出的新能源按比例強制配儲能的拉動；二是部分地區(qū)政策促進和示范項目的推動；三是各能源企業(yè)對于搶灘新賽道的提前布局。
但是，由于成熟商業(yè)模式的缺位，首輪投資熱潮也帶來了相當多的負面作用：一是不論是新能源強配儲能，還是獨立儲能項目，由于沒有收益渠道，投資商必然進行嚴格的成本控制，產(chǎn)品供應(yīng)端很多儲能企業(yè)盈利能力差，也出現(xiàn)了劣幣驅(qū)逐良幣的不合理競爭現(xiàn)象；二是新型儲能異化成新能源并網(wǎng)“路條”，普遍的利用率低損害了各界對以鋰電池為主力的儲能技術(shù)路線的信心；三是產(chǎn)業(yè)發(fā)展沖動居前，并未很好匹配電網(wǎng)對儲能并網(wǎng)安全、技術(shù)的標準化要求，本質(zhì)安全的缺失使鋰電池儲能系統(tǒng)仍難以被電網(wǎng)運行體系所接受。
宏觀敘事層面，新型儲能的快速增長讓我們欣喜，但本質(zhì)上儲能的首輪投資熱情是以試驗示范為主，經(jīng)歷過這一輪以鋰電池為主的示范項目之后，投資人和運營商等主體已經(jīng)完成了一場普遍的市場教育。所以，在微觀認知層面，潮水退卻對事物本質(zhì)的認識越發(fā)清晰，越來越多的儲能投資商趨于理性，對于后續(xù)投資的跟進，需要更加確定的收益方式和更為成熟的技術(shù)路線。
所以，筆者認為新型儲能市場將在商業(yè)和技術(shù)領(lǐng)域迎來重大變局！實現(xiàn)行業(yè)的高質(zhì)量長遠發(fā)展，建立具備自我造血能力的市場機制是前提條件，否則第二批投資涌入可能難以為繼。特別對于沒有新能源配套的獨立儲能運營商，更將相對確定的收益作為投資決策的前提條件。而關(guān)于未來的投資方向，很多運營商開始尋求更穩(wěn)妥的技術(shù)，對電網(wǎng)運行更加友好、安全性能更高的長時儲能，可能迸發(fā)出更大的潛力。近期，能源局發(fā)布《關(guān)于開展新型儲能試點示范工作的通知》，試圖繼續(xù)以試點示范項目推進儲能技術(shù)、市場的成熟，從申報的項目來看，壓縮空氣、液流電池、飛輪等儲能形式占比更高，也體現(xiàn)了行業(yè)“思變”的趨勢。
二、辯證分析儲能的確定性收益
隨著新型電力系統(tǒng)的推進以及電力市場改革的深入，關(guān)于新型儲能的商業(yè)模式，故事是越講越復(fù)雜，學(xué)費也越交越多，這也是投資商迫切希望獲得確定性收益的原因。但當下的輔助服務(wù)市場、現(xiàn)貨市場以及新能源短期租賃，均存在不同程度的風(fēng)險，并不能使儲能收益可靠兌現(xiàn)，所以投資商逐步從短期市場的風(fēng)險收益轉(zhuǎn)向長期市場的相對固定收益，而對于收益率的要求可能穩(wěn)步走低，這也符合當下大的經(jīng)濟環(huán)境變化。但筆者認為，在云譎波詭的電力市場大潮中，并不存在完全的確定性收益，而是需要不斷提高技術(shù)和成本競爭力，才能尋找到不確定性背后的確定性因素，同時通過支付方式的轉(zhuǎn)換降低投資風(fēng)險。
（一）長遠來看現(xiàn)貨市場收益的確定性
新型儲能作為獨立現(xiàn)貨市場主體參與市場競爭獲利，被認為是新型儲能盈利的最終極模式。但通過當前實踐，該部分收益仍無法作為新型儲能可靠收益來源。一則是短期市場價格波動較大，收益具有較大的不確定性。二則是我國對于中長期市場和現(xiàn)貨市場的電量、電價限制，使現(xiàn)貨市場的作用無法充分發(fā)揮，儲能失去了獲得“稀缺電價”收益的機會。目前，儲能行業(yè)投資商普遍來自新能源，適應(yīng)了“保量保價”的經(jīng)營模式，屬于風(fēng)險厭惡型，現(xiàn)貨市場的短期收益無法激勵進行長期的新型儲能投資。
投資人對于現(xiàn)貨市場收益的接受度除了收益不確定之外，也來自于新型儲能能否公平參與現(xiàn)貨市場，并按照現(xiàn)貨市場分時價格進行電量結(jié)算的質(zhì)疑，同時需嚴格落實“獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金”的政策。
但隨著新能源滲透率的提升，現(xiàn)貨市場上的確定性在增大：一方面由于新能源功率的波動性和間歇性，新能源滲透率增加帶來調(diào)節(jié)電源的日益稀缺，日內(nèi)峰谷價差增大是必然趨勢；二是新能源發(fā)電具有同時性，尤其是光伏帶來的“鴨形曲線”，日內(nèi)間歇性缺電和電力富余交替出現(xiàn)的規(guī)律更加明顯，而且時段顯著增長，對于儲能充放電策略安排更加有效。
當前蒙西現(xiàn)貨市場價格體現(xiàn)了這一典型趨勢，以呼包東為例，過去一年（2022年6月-2023年5月）現(xiàn)貨市場分時價格曲線呈現(xiàn)出明顯的“鴨形曲線”規(guī)律；低電價和尖峰電價時長均增加，低于1元/MWh的時長達到600小時，而1400元/MWh以上的時長也超過600小時；峰谷價差較大，年度平均分時電價峰谷差就超過0.5元/kWh，按照8760曲線模擬，如果獨立儲能作為主體參與現(xiàn)貨市場，在日內(nèi)“一充一放”策略下，理想情況下4小時儲能系統(tǒng)日度電收益超過0.5元/kWh，2小時系統(tǒng)的收益更高。盡管由于現(xiàn)貨市場價格預(yù)測不準將帶來收益的折扣，但蒙西現(xiàn)貨市場收益已具有較高的確定性。
隨著現(xiàn)貨市場加速推進，接受現(xiàn)貨市場環(huán)境是所有新能源及儲能運營商必須面對的現(xiàn)實問題。當更多的主體參與現(xiàn)貨市場博弈時，將形成一個理性的成熟市場，現(xiàn)貨市場的平均收益將回歸整體平均成本，只要運營商保證技術(shù)的一定先進性和現(xiàn)貨市場運行策略的有效性，將有效防控現(xiàn)貨市場風(fēng)險。在持續(xù)的現(xiàn)貨市場實踐中，參與市場的意識以及市場風(fēng)險管理能力將持續(xù)提升，當前認為的非確定收益也將逐步被投資人認可，但這需要公開、透明的市場環(huán)境。未來隨著新能源比例的增長，以及現(xiàn)貨市場限價放開，現(xiàn)貨市場峰谷價差將逐步增大，有利于儲能獲得更多的“稀缺電價”收益。
（二）當下仍需建立容量采購機制
當前我國僅首批現(xiàn)貨市場試點省份實現(xiàn)了連續(xù)試運行，新型儲能參與現(xiàn)貨市場更是僅在山東等少數(shù)市場有成功案例，現(xiàn)貨市場收入尚無法支撐儲能成本的回收。而其它短期市場，如調(diào)頻等輔助服務(wù)市場也無法以短期收益激勵長期儲能投資，而且輔助服務(wù)市場處于更加快速的變化調(diào)整中，其本身容量也有限。所以，在儲能發(fā)展的初級階段，如何發(fā)揮容量采購機制作用，釋放長期收益預(yù)期，是避免新型儲能增長失速的唯一出路。
1.電網(wǎng)替代性儲能納入輸配電價回收何時進入執(zhí)行階段？
2021年7月，國家發(fā)改委、能源局發(fā)布《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》，提出探索將電網(wǎng)替代性儲能設(shè)施成本收益納入輸配電價回收。從而點亮了行業(yè)的期待：具有替代性、公共屬性的新型儲能電站有可能參照抽水蓄能，以兩部制電價的方式將成本納入輸配電價。
但時至今日，仍無具體實施細則出臺，筆者認為：一則由于新型儲能成本較抽水蓄能電站成本高出很多；二則新型儲能電站的技術(shù)、安全、建設(shè)標準并不健全，無法完全滿足電網(wǎng)對于調(diào)節(jié)性電源的運行要求，難以像抽水蓄能納入電力系統(tǒng)調(diào)度體系。
盡管容量電價機制對于促進調(diào)節(jié)電源投資作用最為明顯，但“一廠一價”的特殊定價方式，對有效運行的監(jiān)管難度，以及容易形成電網(wǎng)企業(yè)對投資的壟斷等問題，也引發(fā)了對容量電價機制的爭議。而根據(jù)新的輸配電價改革趨勢，系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本屬于嚴格控制部分，新型儲能未來簡單通過納入輸配電價獲得穩(wěn)定收益將更加困難。
2.新能源租賃模式
新能源按比例強制配儲衍生了獨立儲能電站容量租賃模式，通過將全部或者部分容量租賃給新能源電站等需求方，承租人按照容量進行付費，形成了由新能源購買的中長期容量市場，也為儲能電站提供了較為穩(wěn)定的收益渠道。
但現(xiàn)階段，各地缺乏容量租賃的定價標準。此前，河南出臺了政府層面的指導(dǎo)建議價格200元/kWh·年，廣西為160元-230元/kWh·年，山東租賃費用為330元/kW·年，新疆容量租賃為300元/kWh·年，其付費方式和標準均有較大差異。
由于新能源強制配儲能政策引發(fā)了較大爭論，其延續(xù)性存疑，所以容量租賃僅被新能源作為并網(wǎng)的權(quán)宜之計，很難形成長期固定合同，租賃期無法覆蓋新型儲能運營期。同時，對于新能源而言，租賃的容量僅是為了并網(wǎng)的“路條”，其實際運行效果難以發(fā)揮，而真實的系統(tǒng)調(diào)節(jié)成本，仍有相當部分由新能源進行分攤，使新能源支付了雙重成本，也造成了資源的浪費。
3.政府采購模式
在上述兩種模式之外，美國加州、部分歐洲國家建立了儲能的政府采購模式。以此為參考，既為了使新型儲能發(fā)揮作用，同時建立合理的收益渠道，可以建立省級政府采購模式，即在某省范圍內(nèi)，根據(jù)電力平衡規(guī)劃結(jié)果，按照實際需求由政府進行儲能容量采購，儲能運營商按容量價格進行投標，投標結(jié)果鎖定多年容量收益，使入圍儲能電站獲得較低水平的保障收益。政府組織制定儲能電站的建設(shè)標準和并網(wǎng)運行標準，委托當?shù)仉娋W(wǎng)進行調(diào)度運行，并根據(jù)運行性能進行獎懲，最大程度發(fā)揮儲能的作用，以此促進新型儲能高質(zhì)量、規(guī)模化發(fā)展。
該模式下，需要建立儲能補償基金作為政府采購資金池，資金部分可以來自新型儲能參與電能量市場、輔助服務(wù)市場的收益（政府租賃儲能容量，獲得儲能的運行權(quán)和市場收益權(quán)），部分可以來自并網(wǎng)主體的分攤費用，對于新能源是否配置儲能給予充分自由度，但根據(jù)其負荷預(yù)測精度和調(diào)節(jié)能力承擔(dān)不同的費用分攤比例。
三、總結(jié)與建議
隨著新型儲能投資進入第二輪接力，建立成熟機制使儲能投資商獲得持續(xù)盈利能力是基礎(chǔ)。但在市場意識逐步推廣的過程中，暫時需要長期市場托底，未來逐步過渡到現(xiàn)貨市場收入為主的模式。提出建議如下：
1.短期內(nèi)容量采購機制不能缺位
對于與抽水蓄能類似的新型儲能，其一次投資較大，容量收益對于儲能能提供更加穩(wěn)定的收益，更符合儲能的資產(chǎn)特性，能促進新型儲能的持續(xù)長久投資。建議在加強規(guī)劃和監(jiān)管的前提下，加大政府的新型儲能容量采購力度，建立競爭性的容量市場，可以有效促進大型儲能發(fā)展，提升電力系統(tǒng)的調(diào)節(jié)能力和保障能力。
2.長期建立更加對等、透明的市場機制
推動新型儲能采用報量報價模式參與現(xiàn)貨市場，對于市場中標電量/電力，電網(wǎng)調(diào)度機構(gòu)支持新型儲能按照中標曲線充放電，按照現(xiàn)貨市場價格進行結(jié)算。在全國各省盡快全面推廣現(xiàn)貨市場，促進現(xiàn)貨市場與輔助服務(wù)市場的銜接，使調(diào)頻輔助服務(wù)與現(xiàn)貨市場聯(lián)合出清，實現(xiàn)調(diào)峰輔助服務(wù)市場與現(xiàn)貨市場并軌。根據(jù)現(xiàn)貨市場價格區(qū)間變化，逐步放開現(xiàn)貨市場限價，允許新型儲能提高獲得“稀缺電價”收益的機會。逐步降低中長期市場電量比例，放開中長期市場電能量價格區(qū)間，促使現(xiàn)貨市場價格發(fā)現(xiàn)作用更充分發(fā)揮。
3.建議示范項目更多支持長時儲能的發(fā)展
能源局發(fā)布的《關(guān)于開展新型儲能試點示范工作的通知》，給儲能示范仍留下了窗口期，為了推進更加安全有效的儲能技術(shù)發(fā)展，建議示范項目更多向壓縮空氣、液流電池等安全性能更高、持續(xù)時間更長、更有電網(wǎng)應(yīng)用潛力的儲能技術(shù)傾斜?；谑痉豆こ蹋M快形成大規(guī)模儲能電站的安全、技術(shù)標準，以儲能電站安全穩(wěn)定運行為依據(jù)，制定統(tǒng)一的并網(wǎng)運行規(guī)則。在新型儲能成本下降到一定程度時，允許具有電網(wǎng)投資替代性、電網(wǎng)支撐能力強、標準化程度高的儲能電站參與容量電價競標，促進整體調(diào)節(jié)性電源技術(shù)的優(yōu)勝劣汰。
