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儲能經(jīng)濟性之痛何解?

作者:趙紫原 來源:中國電力企業(yè)管理 發(fā)布時間:2024-01-26 瀏覽:次

中國儲能網(wǎng)訊:“投資4億元每月收益僅100萬元”,這是寧夏某儲能電站運營的收益現(xiàn)狀。爭相涌入這類賠本買賣并不符合商業(yè)邏輯,但在新型儲能領(lǐng)域只道是尋常。

所謂新型儲能,目前泛指除抽水蓄能外,包括電化學儲能、壓縮空氣、氫(氨)儲能、熱(冷)儲能等在內(nèi)的技術(shù)。隨著新能源開發(fā)消納規(guī)模不斷加大、電力系統(tǒng)對調(diào)節(jié)能力需求不斷提升,尤其是沙戈荒大型風電光伏基地項目集中建設(shè)的背景下,以鋰離子電池、鈉離子電池、鉛炭電池等為代表的電化學儲能憑借建設(shè)周期短、選址簡單靈活、調(diào)節(jié)能力強、與新能源開發(fā)消納的匹配性更好等優(yōu)勢,成為行業(yè)發(fā)展的“香餑餑”。截至2023年三季度末,我國新型儲能新增裝機同比增長超過920%。

一反常態(tài)的是,儲能的技術(shù)鏈條成立,經(jīng)濟鏈條卻不成立。如此火熱的黃金賽道,卻不是“賺得流油的行當”,新型儲能面臨著盈利模式單一甚至“穩(wěn)賠不賺”的尷尬現(xiàn)狀。相比前幾年一股腦“儲能是新型電力系統(tǒng)解藥”的盲目樂觀,經(jīng)過幾年的實踐,業(yè)內(nèi)對新型儲能的發(fā)展有了更加清醒客觀的認識,“風光配儲不是最優(yōu)路徑”“儲能不是萬能的”“儲能沒那么重要”等觀點引發(fā)了我們冷靜思考——儲能在新型電力系統(tǒng)中的準確定位是什么?如何科學發(fā)揮儲能的真實價值?

其實,經(jīng)濟性欠佳,是儲能供需失衡結(jié)構(gòu)性矛盾的表征。究其根本,“實現(xiàn)‘雙碳’目標是一場廣泛而深刻的變革,也是一項長期任務(wù)”,儲能在沒有考慮到足夠適配度的情況下大干快上、高速沖刺,戰(zhàn)略上是否妥當眾說紛紜,而這些都需要借助“市場的手”尋找答案。

“穩(wěn)賠不賺”

與建設(shè)初衷相差甚遠

根據(jù)中電聯(lián)2023年3月發(fā)布的《新型儲能助力能源轉(zhuǎn)型》報告(以下簡稱《報告》),儲能的應(yīng)用場景可從發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)三個環(huán)節(jié)進行劃分,每個環(huán)節(jié)的商業(yè)模式也有所不同。中電聯(lián)、國家電化學儲能電站安全監(jiān)測信息平臺聯(lián)合發(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)》(以下簡稱《統(tǒng)計數(shù)據(jù)》)顯示,截至2023年6月底,我國已投運的電化學儲能電站在電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)分別占比53.24%、42.97%、3.79%。據(jù)記者了解,不論何種利用方式,經(jīng)濟性都是制約新型儲能發(fā)展的核心因素。

電網(wǎng)側(cè)儲能是指電力系統(tǒng)中能接受電力調(diào)度機構(gòu)統(tǒng)一調(diào)度、響應(yīng)電網(wǎng)需求,能發(fā)揮全局性、系統(tǒng)性作用的儲能資源,以獨立儲能為主。據(jù)了解,目前全國獨立儲能電站收益模式主要有容量租賃、容量補償、參與輔助服務(wù)(調(diào)峰、頂峰、調(diào)頻等)和現(xiàn)貨市場等。

《報告》指出,就電網(wǎng)側(cè)獨立儲能而言,雖然獨立儲能電站收入渠道有多種,但是這些渠道并沒有在全國推廣,只是部分地區(qū)在進行試點,不同地區(qū)獨立儲能收益模式略有不同。由于各地市場規(guī)則不同,以及儲能本身的運行特點所限,多數(shù)情況下儲能不能得到全部渠道的收益,只能獲得其中部分收益。

中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟電力市場專委會秘書長、華北電力大學副教授鄭華告訴記者:“目前,我國獨立儲能電站真正投運商用的還不是很多,多數(shù)處于建設(shè)或并網(wǎng)測試階段。相關(guān)政策多處于征求意見階段或準備實施階段,缺少明確的價格核定。實際的儲能電站項目收益不能滿足持續(xù)健康發(fā)展的最低收益要求,一方面是因為調(diào)峰次數(shù)有限,中長期交易價差或補償價格較低;另一方面,儲能電站難以簽訂長期租賃合同,租賃收益也無法保障?!?

業(yè)內(nèi)人士北江(化名)指出:“在容量租賃商業(yè)模式中,目前租賃費用較高,新能源企業(yè)在衡量成本后會考慮自建儲能系統(tǒng),該模式通常處于有價無市狀態(tài)?!?

可喜的是,2023年以來,獨立儲能多了一條創(chuàng)收途徑——參與電力現(xiàn)貨市場。

自2021年7月以來,國家發(fā)改委、國家能源局陸續(xù)發(fā)布多項推動新型儲能發(fā)展和應(yīng)用的指導文件,明確新型儲能獨立市場主體地位,鼓勵新型儲能參與電力市場。國家層面鼓勵推動,地方實踐有所破冰,2023年7月,新能源與配建儲能首次作為聯(lián)合主體參與山東電力市場化交易。2023年10月,廣東寶湖儲能電站(70兆瓦/140兆瓦時)首次入市,在全國率先實現(xiàn)獨立儲能以“報量報價”方式參與現(xiàn)貨市場交易。

當前,我國儲能參與電力現(xiàn)貨市場,通過在電價低谷時充電、電價高峰時放電賺取電力差價收入。

北江表示,以山東100兆瓦/200兆瓦時鋰電池儲能電站為例,其不參與現(xiàn)貨市場時,成本回收途徑主要包括充放電量收益和政府補貼,按照山東基準價394.4元/兆瓦時測算,儲能主體充放電收益約為1900萬元。若其參與現(xiàn)貨市場,按照山東現(xiàn)行規(guī)則測算,相較于不參與市場收益增加500萬元,增幅達到25%。

不過,進入現(xiàn)貨市場不代表一定穩(wěn)賺不賠。北江以山東容量20萬千瓦的儲能電站為例分析,在峰谷套利模式下,工程靜態(tài)投資超4億元,平均峰谷價差約0.42元/千瓦時,收入約4800萬元/年,約需要9年回收成本?!暗姵貙嶋H使用年限遠達不到可研計劃中的20年及以上,可能僅有不到一半的使用壽命,所以在儲能電池報廢前,僅依靠峰谷價差收入很難收回投資成本?!北苯M一步指出,“目前獨立儲能進入市場的機制也并不是很完善。山東、甘肅等省份已經(jīng)明確了獨立儲能可以參與現(xiàn)貨市場,但是部分省份并未允許儲能參與現(xiàn)貨市場?!?

據(jù)鄭華統(tǒng)計,截至目前,已有22個省市出臺了新型儲能可參與“中長期市場+現(xiàn)貨市場+輔助服務(wù)市場”或“現(xiàn)貨市場+輔助服務(wù)市場”的機制,但多處于征求意見或待實施階段,政策或機制的有效性尚待進一步檢驗和完善?!耙皇窍噍^于國外典型市場,獨立儲能的準入條件尚比較苛刻;二是獨立儲能可參與的交易品種還比較有限,比如在現(xiàn)貨市場條件下,輔助服務(wù)只有自動發(fā)電控制(AGC)一種;再如,存在同一日只能選擇參與現(xiàn)貨交易或輔助服務(wù)一種,不能在日內(nèi)分時段參加不同交易等限制;三是,在現(xiàn)有現(xiàn)貨規(guī)則中,獨立儲能多以‘報量不報價’模式參加;四是現(xiàn)貨價差處于下調(diào)節(jié)周期,獨立儲能參與現(xiàn)貨收益明顯不足?!编嵢A表示。

在發(fā)電側(cè),新型儲能主要起到匹配電力生產(chǎn)和消納、減輕電網(wǎng)壓力等作用。當前我國發(fā)電側(cè)電化學儲能從用途上看主要有火儲聯(lián)合調(diào)頻和新能源配儲,火儲聯(lián)合調(diào)頻市場規(guī)模有限,新能源配儲成為新型儲能主要應(yīng)用場景。《報告》指出,發(fā)電側(cè)儲能收益由減少“棄風棄光”電量增加電費收入和減少的考核費用等構(gòu)成,但目前經(jīng)濟性不顯著。

用戶側(cè)儲能的主體為電力用戶,主要包括工商業(yè)用戶及家庭用戶,其經(jīng)濟性主要體現(xiàn)在利用儲能進行峰谷套利。我國戶用儲能主要應(yīng)用在工商業(yè),據(jù)伍德麥肯錫咨詢預(yù)測,到2030年,工商業(yè)儲能將占據(jù)中國儲能市場的10%,較2021年占比上升4個百分點。隨著分時電價的進一步完善和高耗能企業(yè)電價的進一步上漲,工商業(yè)用戶儲能的經(jīng)濟性有望增強。但我國目前峰谷價差機制待完善、儲能成本仍高企、用戶側(cè)儲能規(guī)模不大,工商業(yè)儲能的經(jīng)濟性實現(xiàn)規(guī)?;l(fā)展還需要一些時日。

供需失衡

結(jié)構(gòu)性矛盾日漸突出

儲能電站項目普遍虧損,表面上看是盈利模式問題,究其根本,是政策端制造的人為需求與實際需求之間的脫節(jié)導致的結(jié)構(gòu)性矛盾。

國家能源局數(shù)據(jù)顯示,2023年上半年,全國新型儲能新投運裝機規(guī)模約8.63吉瓦/17.72吉瓦時,相當于此前歷年累計裝機規(guī)??偤?。我們需要先搞清楚一個問題,在這么短的時間內(nèi)上如此規(guī)模的新型儲能,是給誰用?

根據(jù)《統(tǒng)計數(shù)據(jù)》顯示,截至2023年6月底,電源側(cè)儲能以新能源配儲為主,受各省新能源配儲政策影響,新能源配儲比例持續(xù)提高,累計投運總功率約 6.20吉瓦、占比81.44%,總能量約12∶75吉瓦時、占比89.73%;2023年上半年新增總功率約3.38吉瓦、占比92.83%,總能量約7.25吉瓦時、占比97.94%。目前新能源配儲主要分布在內(nèi)蒙古、甘肅、西藏、山東、新疆等新能源裝機較高的省(區(qū))。由此可見,“新能源配儲”政策仍是儲能裝機增長中最強勁的驅(qū)動點。

長久以來,我國電力系統(tǒng)采取“源隨荷動”的平衡模式,但是新能源發(fā)電固有的波動性、隨機性使其無法跟隨系統(tǒng)負荷調(diào)整出力,電力系統(tǒng)不僅需要跟蹤負荷變化,還需要平衡“靠天吃飯”的出力變化,加劇了系統(tǒng)調(diào)節(jié)負擔。為提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力,地方采取新能源強制配儲措施,實現(xiàn)新能源全額保障性消納。

據(jù)記者不完全統(tǒng)計,目前,我國已有20余省份發(fā)布了新能源配備5%~40%儲能的相關(guān)政策文件,時長為1~4小時,甚至部分地方政府將儲能作為新能源建設(shè)的前提條件,導致部分項目儲能配置比例達到了50%~100%。在政策導向下,我國新型儲能裝機一路狂飆。

然而,強制新能源配儲,并未達到“1+1>2”的效果?!秷蟾妗分赋觯瑑δ茈娬窘ㄔO(shè)會加大新能源項目初始投資成本,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%。當前新能源企業(yè)配儲成本主要由企業(yè)自身承擔,給企業(yè)帶來較大壓力。從調(diào)查機組的等效利用系數(shù)看,新能源配儲的等效利用系數(shù)僅為6.1%,低或遠低于火儲、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)。

業(yè)內(nèi)人士劉遠(化名)表示:“配儲后的新能源企業(yè),由于沒有充分利用配建的儲能設(shè)施或租賃的儲能設(shè)施不為其直接調(diào)節(jié),并未讓新能源企業(yè)真正獲益,加重了新能源企業(yè)的負擔,造成了新能源企業(yè)向儲能行業(yè)轉(zhuǎn)移利潤,形成了新的矛盾。新能源企業(yè)在被動接受配儲的同時仍需支付大額輔助服務(wù)費用。行政指令下人為制造的需求,并不是實際需求,儲能利用小時數(shù)低,新能源企業(yè)也苦不堪言,此情此景用兩敗俱傷形容新能源強制配儲‘拉郎配’并不為過。”

“家徒四壁、想開賓利”是不現(xiàn)實的。與其替代品相比,新型儲能并不具備競爭力。北江表示:“若按照1600元/千瓦時的成本、年利用500次計算,度電儲能成本高達0.55元/千瓦時。相比之下,抽水蓄能、壓縮空氣儲能、煤電調(diào)峰成本分別為0.23~0.34元/千瓦時、0.25~0.41元/千瓦時、約0.3元/千瓦時左右。當新型儲能成本降至1200元/千瓦時,年利用次數(shù)1000次,儲能成本將降至0.21元/千瓦時,實現(xiàn)與抽水蓄能價格持平。但很顯然,無論是儲能成本還是年利用次數(shù),目前都很難達到這個水平?!?

根據(jù)公開研究,從能量密度上看,粗略計算一公斤煤炭大約能夠發(fā)三度電,現(xiàn)在儲能的能量密度大約只有三度的二十分之一。以京津唐電網(wǎng)為例,目前迎峰度夏期間最大負荷是6000萬千瓦,電化學儲能成本以1000元/千瓦為基準,按照極端情況下全部配置儲能,京津唐需要投資5萬億元,而目前全國電網(wǎng)總資產(chǎn)大約只有6萬億元。

《報告》表示,新型儲能發(fā)展驅(qū)動力主要來自政策端,由發(fā)電側(cè)承擔,在儲能收益來源相對單一的情況下,發(fā)電企業(yè)出于經(jīng)濟性考慮,會更傾向于選擇低成本儲能項目,相對忽視性能和安全問題,而激增的下游需求傳導到儲能供應(yīng)方就會引發(fā)低價競爭問題,儲能供應(yīng)方已經(jīng)開始了激烈的價格“廝殺”。

過去三年,在大宗商品里很難找到價格波動比碳酸鋰更加劇烈的品類。自疫情和俄烏沖突發(fā)生以來,碳酸鋰漲幅高達14倍,2022年四季度碳酸鋰價格最高漲到60萬/噸。為了應(yīng)對產(chǎn)業(yè)日益增長的套保需求,碳酸鋰期貨2023年7月21日在廣期所掛牌上市。如今,電池級碳酸鋰現(xiàn)貨價格從年初頂峰的近60萬元/噸下跌至約10萬元/噸,年內(nèi)跌幅高達80%。

根據(jù)央視財經(jīng)2023年12月的調(diào)查,國內(nèi)儲能行業(yè)呈現(xiàn)“冰火兩重天”的現(xiàn)象。下游投產(chǎn)規(guī)模火爆,上游招標價格卻幾近腰斬。投資運營尚未形成穩(wěn)定清晰的商業(yè)模式,在行業(yè)源頭收益較低而市場競爭又異常激烈的情況下,價格戰(zhàn)的結(jié)果必然導向劣幣驅(qū)逐良幣。

《報告》預(yù)測,當前多家儲能上市企業(yè)毛利率水平均出現(xiàn)了下降趨勢。長此以往,整體市場將難以實現(xiàn)良性競爭出清,低成本低性能建設(shè)模式也將給儲能產(chǎn)業(yè)埋下安全隱患,破壞行業(yè)整體生態(tài),甚至損害人民生命財產(chǎn)安全。

找準定位

讓市場發(fā)現(xiàn)儲能真實價值

2023年以來,與儲能相關(guān)的展會、峰會、研討會林林總總不下百個,關(guān)于“儲能到底能發(fā)揮多大作用”的爭論見仁見智。

國家能源局發(fā)布的《新型電力系統(tǒng)發(fā)展藍皮書》指出,新型儲能是構(gòu)建新型電力系統(tǒng)的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。新型儲能可發(fā)揮支撐電力保供、提升系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力、保障電網(wǎng)運行安全等重要作用,具有多元、多時間尺度的應(yīng)用場景,通過儲能的規(guī)模化應(yīng)用,電力系統(tǒng)由傳統(tǒng)源隨荷動向源網(wǎng)荷儲融合互動轉(zhuǎn)變,從而實現(xiàn)安全、綠色、高效三個發(fā)展目標的統(tǒng)籌協(xié)調(diào)。結(jié)合系統(tǒng)需求,推動源網(wǎng)荷各側(cè)多應(yīng)用場景的儲能科學合理布局,同時推動多時間尺度儲能協(xié)調(diào)應(yīng)用。

毫無疑問,儲能加速融入新型電力系統(tǒng)構(gòu)建的趨勢沒有改變,但怎么把儲能用對、用好是關(guān)鍵。儲能的強項,在于反應(yīng)速度快、精度高等“精細活”上,更適合在輔助服務(wù)市場里“發(fā)光發(fā)熱”,用這些功能參與電能量市場,難免有“拿著外科手術(shù)刀下地種莊稼”的錯配感。找準定位、匹配供需、發(fā)揮價值,探尋可持續(xù)發(fā)展的盈利模式,提升儲能項目的利用率,建立市場化的價格機制,才是新型儲能的發(fā)展出路。

劉遠告訴記者:“在歐美國家的電力批發(fā)市場中,電化學儲能主要發(fā)揮功率調(diào)節(jié)的作用,不以能量存儲為主要利用方式;而其能量型應(yīng)用主要在電網(wǎng)末端,由于歐美國家地廣人稀,加裝電池儲能比多建一條電網(wǎng)線路更為經(jīng)濟,且成本由用戶買單,這點與我國有本質(zhì)區(qū)別?!?

在劉遠看來,儲能關(guān)鍵要在輔助服務(wù)方面發(fā)力,這需要從市場機制上新增快速調(diào)頻、轉(zhuǎn)動慣量、爬坡速率等新型輔助服務(wù)交易品種,并允許儲能參與多種輔助服務(wù)品種,鼓勵獨立儲能項目通過“報量報價”的方式參與調(diào)頻、備用等,充分發(fā)揮儲能項目快速響應(yīng)優(yōu)勢和規(guī)模小、分布分散等特點。

目前,我國電力市場正處于發(fā)展初期,功能體系尚未健全完善,儲能的“用武之地”也未能完全發(fā)揮。北江表示,部分省份僅允許儲能參與一次調(diào)頻輔助服務(wù),而儲能在多個領(lǐng)域(例如備用、快速爬坡)等方面具有顯著的優(yōu)勢,目前并未在相關(guān)政策體現(xiàn)。在目前的市場機制下,儲能參與市場的主動性受限,作用并未充分發(fā)揮,嚴重影響了利用率。

在政策引導層面,鄭華表示,儲能的優(yōu)化配置,需要各地統(tǒng)籌本地靈活性資源的“真需求”,協(xié)調(diào)規(guī)劃發(fā)展各類靈活性資源,充分發(fā)揮源網(wǎng)荷側(cè)各類靈活性資源的價值,以及價值發(fā)現(xiàn)的市場機制?!捌浯?,在儲能參與電力市場方面,需要聚焦成本收益等核心問題,既不能顧此失彼,亦不能因噎廢食,做好中長期、現(xiàn)貨和輔助服務(wù)多品種間的銜接機制,梳理好各類儲能的疏導機制與成本測算,充分落實‘有為政府’與‘有效市場’的銜接,以電力現(xiàn)貨和輔助服務(wù)為抓手,降低儲能準入門檻、賦予其平等的交易權(quán)利、豐富交易品種,促進新型儲能良性發(fā)展?!编嵢A說。

遠景能源儲能產(chǎn)品總工程師錢振華表示贊同,新型儲能可持續(xù)發(fā)展需要更加完善的市場環(huán)境,建議現(xiàn)貨市場進一步擴大,完善輔助服務(wù)市場,健全容量電價和容量市場,在開展現(xiàn)貨市場的省份明確儲能參與電力市場的電價機制。針對獨立儲能明確其參與市場的條件和技術(shù)參數(shù),針對配套儲能明確其調(diào)度方式并引導儲能與新能源以虛擬聚合體形式參與市場交易。

市場建設(shè)需進一步深化,儲能自身技術(shù)也仍需修煉。據(jù)記者了解,儲能本身的安全以及性能是決定其能否被有效利用的關(guān)鍵因素之一。由于儲能設(shè)施建設(shè)標準涉及設(shè)計、安裝、驗收、投運、運維等多個環(huán)節(jié),沒有完善、系統(tǒng)的標準體系,難以保證儲能產(chǎn)品質(zhì)量與安全。同時,虛標容量、檢修超期、執(zhí)行調(diào)度指令不到位等問題頻出,對電化學儲能設(shè)施的運行管理缺乏有效監(jiān)管手段。受訪專家一致建議加大儲能基礎(chǔ)研究投入,完善儲能相關(guān)技術(shù)標準體系建設(shè),加強儲能場站運維管理能力,加強監(jiān)管,提升電化學儲能安全運行水平。

北江建議,從國家層面取消新能源配套儲能政策,明確新能源配建儲能不得作為并網(wǎng)運行的前置條件。新能源可以根據(jù)自身經(jīng)營需要,采用適應(yīng)自身需要的技術(shù)經(jīng)濟手段,選擇配建儲能、租賃儲能還是在現(xiàn)貨市場購買平衡服務(wù),避免不合理的市場干預(yù),保障儲能和新能源的合理收益。

總之,資本熱炒之下,更需冷思考:多少裝機的儲能滿足實際需求、什么樣的技術(shù)路線最優(yōu)、什么樣的商業(yè)模式行之有效,這些問題讓市場說話更為合理;當然,持續(xù)完善市場機制也是必要前提,否則“讓市場來說話”很難真正落實。

本文刊載于《中國電力企業(yè)管理》2023年12期,作者系本刊記者

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