來源：網(wǎng)絡(luò)
2023年，無論是儲(chǔ)能的國(guó)內(nèi)外市場(chǎng)，還是儲(chǔ)能上下游產(chǎn)業(yè)鏈，都在面臨卷價(jià)格、卷交期、卷服務(wù)、卷產(chǎn)品的階段。在“內(nèi)卷與過?！毕?，不少企業(yè)出現(xiàn)裁員或停產(chǎn)，還有企業(yè)甚至宣布直接退出。
例如，2023年9月，遼寧厚能科技股份有限公司稱因鋰電池生產(chǎn)規(guī)模小及設(shè)備陳舊，其生產(chǎn)成本較高，不適應(yīng)市場(chǎng)需求，決定停止鋰電池生產(chǎn)。
在這種“危機(jī)”時(shí)刻，任何業(yè)內(nèi)的風(fēng)吹草動(dòng)都會(huì)激起波瀾，更何況是包攬儲(chǔ)能大多數(shù)招標(biāo)項(xiàng)目的“五大六小集團(tuán)”。
據(jù)北極星儲(chǔ)能網(wǎng)統(tǒng)計(jì)，在2023年內(nèi)，各大央企發(fā)電集團(tuán)共發(fā)布了25批次集采，合計(jì)采購(gòu)儲(chǔ)能系統(tǒng)超36GWh，儲(chǔ)能電池24GWh，儲(chǔ)能PCS合計(jì)超4.8GW。
若真如上圖傳言所說，那儲(chǔ)能企業(yè)的“生存戰(zhàn)”將變得更加殘酷。
不過，經(jīng)過《環(huán)球零碳》與業(yè)內(nèi)驗(yàn)證，“五大六小集團(tuán)全部放棄鋰電儲(chǔ)能項(xiàng)目”傳言非真。部分企業(yè)表示，2024年，可能會(huì)對(duì)儲(chǔ)能的項(xiàng)目收益率審核更嚴(yán)格，獨(dú)立項(xiàng)目批復(fù)更為謹(jǐn)慎，但強(qiáng)制配儲(chǔ)項(xiàng)目不會(huì)停止。
雖然此次傳言只是虛驚一場(chǎng)，但對(duì)于2024的儲(chǔ)能發(fā)展趨勢(shì)，也許可以從中了解些許。
01.獨(dú)立儲(chǔ)能項(xiàng)目批復(fù)將減少？
傳言中最令人驚訝的是“儲(chǔ)能不做了”這幾個(gè)字，雖對(duì)此已經(jīng)辟謠，但《環(huán)球零碳》認(rèn)為并非空穴來風(fēng)。
“儲(chǔ)能不做了”是不可能，但“放緩儲(chǔ)能”卻有一定可能。
從宏觀層面來看，據(jù)2023年儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)數(shù)據(jù)顯示，到2023年年末，我國(guó)累計(jì)新型儲(chǔ)能的裝機(jī)規(guī)模超過30GW，已基本達(dá)成“到2025年，新型儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模達(dá)3000萬千瓦（即30GW）以上”的目標(biāo)。
可以說，這完全提前于“頂層規(guī)劃”的時(shí)間節(jié)點(diǎn)。在此背景下，對(duì)于儲(chǔ)能項(xiàng)目的批復(fù)可能會(huì)放緩。
從項(xiàng)目層面來看，目前儲(chǔ)能確實(shí)是發(fā)展起來了，但實(shí)際卻面臨著“低調(diào)用率”的現(xiàn)實(shí)難題，國(guó)家的初衷還是沒有達(dá)成。
新能源配儲(chǔ)和獨(dú)立儲(chǔ)能是目前貢獻(xiàn)儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模的兩大主要類型。據(jù)2022年投運(yùn)的新型儲(chǔ)能項(xiàng)目容量數(shù)據(jù)，這兩者容量占比分別為45%和44%。
尤其是新能源配儲(chǔ)，原本配置儲(chǔ)能后可以減少了棄風(fēng)、棄光現(xiàn)象，提高新能源消納率，實(shí)際上卻成了擺設(shè)，建而不用。
以山東為例，據(jù)儲(chǔ)能盒子統(tǒng)計(jì)，2023上半年，山東獨(dú)立儲(chǔ)能規(guī)模是197.6萬千瓦，上半年等效運(yùn)行時(shí)長(zhǎng)543小時(shí)，配建儲(chǔ)能共計(jì)85.4萬千瓦,等效運(yùn)行時(shí)長(zhǎng)192小時(shí)。而配建儲(chǔ)能利用小時(shí)數(shù)僅為獨(dú)立儲(chǔ)能的1/3。若按單位造價(jià)2.5元/KW計(jì)算，有高額的電力設(shè)備沒有用起來。
山東配建儲(chǔ)能的狀況只是全國(guó)強(qiáng)制配儲(chǔ)狀況的冰山一角。
據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)顯示，2022年，國(guó)內(nèi)新能源配儲(chǔ)項(xiàng)目不調(diào)用是常態(tài)，平均等效利用系數(shù)僅6.1%，幾乎是獨(dú)立儲(chǔ)能該系數(shù)的一半。雖然2023年這個(gè)系數(shù)可能有所提升，但問題依然存在。
沒有用武之地也意味著并不賺錢，只能配合新能源獲取售電收入，卻沒有自己獨(dú)立的收入來源，因此這也導(dǎo)致新能源配儲(chǔ)被認(rèn)為是“賠錢貨”。
《世紀(jì)儲(chǔ)能》曾采訪業(yè)內(nèi)人士表示，建設(shè)儲(chǔ)能只是企業(yè)獲得新能源指標(biāo)的一種手段，是能否并網(wǎng)的先決條件之一，為了應(yīng)對(duì)相關(guān)要求和檢查。如果沒有強(qiáng)制配儲(chǔ)的要求，現(xiàn)階段企業(yè)缺少配儲(chǔ)的熱情，因?yàn)榕鋬?chǔ)直接拉高了電站的投資成本，根本沒有賬可算。
針對(duì)這種情況，山東在2023年9月發(fā)布全國(guó)首個(gè)配建儲(chǔ)能轉(zhuǎn)獨(dú)立儲(chǔ)能的試點(diǎn)文件《關(guān)于開展我省配建儲(chǔ)能轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲(chǔ)能試點(diǎn)工作的通知》。
相比較配建儲(chǔ)能，獨(dú)立儲(chǔ)能不受地域位置限制，更重要的是獨(dú)立儲(chǔ)能電站可以以獨(dú)立主體身份接受調(diào)度和參與電力市場(chǎng)，其收益來源更為多樣，利用率也相對(duì)更高。
身份的轉(zhuǎn)變也是盤活資源的一種替代方法。一方面，可以節(jié)省獨(dú)立儲(chǔ)能本身的建設(shè)成本，另一方面，又可以解決部分配建儲(chǔ)能沒有用武之地的問題。
業(yè)內(nèi)人士認(rèn)為，此文件的發(fā)布大有星火燎原之勢(shì)，2024年預(yù)計(jì)將有更多省市出臺(tái)類似鼓勵(lì)配建儲(chǔ)能轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲(chǔ)能的政策。
因此，當(dāng)配建儲(chǔ)能轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲(chǔ)能后，電力規(guī)劃總院預(yù)計(jì)，在電網(wǎng)側(cè)關(guān)鍵節(jié)點(diǎn)集中配置儲(chǔ)能的容量需求可降低20-30%左右。
02.儲(chǔ)能項(xiàng)目收益模式日漸清晰？
傳言中另一個(gè)討論關(guān)鍵詞是“儲(chǔ)能收益率”。
對(duì)此，業(yè)內(nèi)人士有著統(tǒng)一認(rèn)知：無論是配建儲(chǔ)能還是獨(dú)立儲(chǔ)能，項(xiàng)目整體收益率較低。配建儲(chǔ)能在上文提到算是“賠錢貨”，獨(dú)立儲(chǔ)能的收益率也令人擔(dān)憂。
以寧夏獨(dú)立儲(chǔ)能為例。據(jù)國(guó)家能源局及寧夏政府研究室發(fā)展研究中心數(shù)據(jù)，截至2022年底，寧夏新型儲(chǔ)能并網(wǎng)量為900MW，在我國(guó)排名第二。
然而，寧夏獨(dú)立儲(chǔ)能的收益率卻不太理想。
現(xiàn)階段寧夏獨(dú)立儲(chǔ)能是以“容量租賃+調(diào)峰輔助服務(wù)”盈利模式。經(jīng)EESA領(lǐng)跑者聯(lián)盟測(cè)算后，寧夏100MW/200MWh獨(dú)立儲(chǔ)能初始投資28,000萬元，投資回收期18年，20年期凈現(xiàn)值為2,349萬元，項(xiàng)目IRR理論值僅為3.9%。
圖說：部分年份測(cè)算結(jié)果（非完整項(xiàng)）
來源：EESA領(lǐng)跑者聯(lián)盟
實(shí)際上，寧夏獨(dú)立儲(chǔ)能兩項(xiàng)收益來源都比測(cè)算的更不理想。
從容量租賃來看，據(jù)新華社調(diào)查，寧夏某電站目前只有一家租賃客戶，實(shí)際僅出租10%的容量。在此前EESA領(lǐng)跑者聯(lián)盟的測(cè)算中，是以容量實(shí)現(xiàn)100%租賃為條件，當(dāng)初始租賃比例下降為60%時(shí)，IRR直接為負(fù)數(shù)。（如下圖）
來源：EESA領(lǐng)跑者聯(lián)盟
再?gòu)恼{(diào)峰輔助服務(wù)來看，按《寧夏電力輔助服務(wù)市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)規(guī)則》，調(diào)峰補(bǔ)償?shù)纳舷拊O(shè)置為0.6元/kWh，試點(diǎn)項(xiàng)目可達(dá)0.8元/kWh。但據(jù)新華社調(diào)查，目前儲(chǔ)能電站參與調(diào)峰輔助服務(wù)市場(chǎng)的實(shí)際度電收益為約0.48元/千瓦時(shí)，這相當(dāng)于又會(huì)減少20%的收入。
這其中的問題很簡(jiǎn)單，寧夏獨(dú)立儲(chǔ)能電站的收益來源過于單一。相較而言，內(nèi)蒙古獨(dú)立儲(chǔ)能的收益率更高，原因在于盈利模式更多元，分別來源于容量補(bǔ)償、現(xiàn)貨市場(chǎng)、輔助服務(wù)。
尤其是現(xiàn)貨市場(chǎng)，幾乎一半以上的收益都來于此。原因是蒙西電力現(xiàn)貨市場(chǎng)峰谷差價(jià)明顯，如下圖所示，2023年9月蒙西（呼包東、呼包西）月均峰谷價(jià)差0.8元/kWh以上。
來源：蘭木達(dá)數(shù)據(jù)
可見，探索獨(dú)立儲(chǔ)能電站收益率提升的關(guān)鍵在于參與多種模式的收益場(chǎng)景。
除拓寬收益渠道以外，儲(chǔ)能系統(tǒng)的成本也在大幅下降，相較于2022年底的1.5-1.8元/wh，如今僅0.7-0.9元/wh，因此在其他條件均不變的情況下，儲(chǔ)能項(xiàng)目實(shí)際收益率已高于去年同期。
總之，儲(chǔ)能行業(yè)并不是一個(gè)暴利的行業(yè)，必須要使得其收益能夠滿足正常的經(jīng)營(yíng)需要才能保持可持續(xù)發(fā)展，從蒙西儲(chǔ)能發(fā)展來看，獨(dú)立儲(chǔ)能的盈利模式日漸清晰。
