储能经济性之痛何解?

　　“投资4亿元每月收益仅100万元”，这是宁夏某储能电站运营的收益现状。争相涌入这类赔本买卖并不符合商业逻辑，但在新型储能领域只道是寻常。

　　所谓新型储能，目前泛指除抽水蓄能外，包括电化学储能、压缩空气、氢(氨)储能、热(冷)储能等在内的技术。随着新能源开发消纳规模不断加大、电力系统对调节能力需求不断提升，尤其是沙戈荒大型风电光伏基地项目集中建设的背景下，以锂离子电池、钠离子电池、铅炭电池等为代表的电化学储能凭借建设周期短、选址简单灵活、调节能力强、与新能源开发消纳的匹配性更好等优势，成为行业发展的“香饽饽”。截至2023年三季度末，我国新型储能新增装机同比增长超过920%。

　　一反常态的是，储能的技术链条成立，经济链条却不成立。如此火热的黄金赛道，却不是“赚得流油的行当”，新型储能面临着盈利模式单一甚至“稳赔不赚”的尴尬现状。相比前几年一股脑“储能是新型电力系统解药”的盲目乐观，经过几年的实践，业内对新型储能的发展有了更加清醒客观的认识，“风光配储不是最优路径”“储能不是万能的”“储能没那么重要”等观点引发了我们冷静思考——储能在新型电力系统中的准确定位是什么?如何科学发挥储能的真实价值?

　　其实，经济性欠佳，是储能供需失衡结构性矛盾的表征。究其根本，“实现‘双碳’目标是一场广泛而深刻的变革，也是一项长期任务”，储能在没有考虑到足够适配度的情况下大干快上、高速冲刺，战略上是否妥当众说纷纭，而这些都需要借助“市场的手”寻找答案。

“稳赔不赚”

　　与建设初衷相差甚远

　　根据中电联2023年3月发布的《新型储能助力能源转型》报告(以下简称《报告》)，储能的应用场景可从发电侧、电网侧、用户侧三个环节进行划分，每个环节的商业模式也有所不同。中电联、国家电化学储能电站安全监测信息平台联合发布的《2023年上半年度电化学储能电站行业统计数据》(以下简称《统计数据》)显示，截至2023年6月底，我国已投运的电化学储能电站在电源侧、电网侧、用户侧分别占比53.24%、42.97%、3.79%。据记者了解，不论何种利用方式，经济性都是制约新型储能发展的核心因素。

　　电网侧储能是指电力系统中能接受电力调度机构统一调度、响应电网需求，能发挥全局性、系统性作用的储能资源，以独立储能为主。据了解，目前全国独立储能电站收益模式主要有容量租赁、容量补偿、参与辅助服务(调峰、顶峰、调频等)和现货市场等。

　　《报告》指出，就电网侧独立储能而言，虽然独立储能电站收入渠道有多种，但是这些渠道并没有在全国推广，只是部分地区在进行试点，不同地区独立储能收益模式略有不同。由于各地市场规则不同，以及储能本身的运行特点所限，多数情况下储能不能得到全部渠道的收益，只能获得其中部分收益。

　　中关村储能产业技术联盟电力市场专委会秘书长、华北电力大学副教授郑华告诉记者：“目前，我国独立储能电站真正投运商用的还不是很多，多数处于建设或并网测试阶段。相关政策多处于征求意见阶段或准备实施阶段，缺少明确的价格核定。实际的储能电站项目收益不能满足持续健康发展的最低收益要求，一方面是因为调峰次数有限，中长期交易价差或补偿价格较低;另一方面，储能电站难以签订长期租赁合同，租赁收益也无法保障。”

　　业内人士北江(化名)指出：“在容量租赁商业模式中，目前租赁费用较高，新能源企业在衡量成本后会考虑自建储能系统，该模式通常处于有价无市状态。”

　　可喜的是，2023年以来，独立储能多了一条创收途径——参与电力现货市场。

　　自2021年7月以来，国家发改委、国家能源局陆续发布多项推动新型储能发展和应用的指导文件，明确新型储能独立市场主体地位，鼓励新型储能参与电力市场。国家层面鼓励推动，地方实践有所破冰，2023年7月，新能源与配建储能首次作为联合主体参与山东电力市场化交易。2023年10月，广东宝湖储能电站(70兆瓦/140兆瓦时)首次入市，在全国率先实现独立储能以“报量报价”方式参与现货市场交易。

　　当前，我国储能参与电力现货市场，通过在电价低谷时充电、电价高峰时放电赚取电力差价收入。

　　北江表示，以山东100兆瓦/200兆瓦时锂电池储能电站为例，其不参与现货市场时，成本回收途径主要包括充放电量收益和政府补贴，按照山东基准价394.4元/兆瓦时测算，储能主体充放电收益约为1900万元。若其参与现货市场，按照山东现行规则测算，相较于不参与市场收益增加500万元，增幅达到25%。

　　不过，进入现货市场不代表一定稳赚不赔。北江以山东容量20万千瓦的储能电站为例分析，在峰谷套利模式下，工程静态投资超4亿元，平均峰谷价差约0.42元/千瓦时，收入约4800万元/年，约需要9年回收成本。“但电池实际使用年限远达不到可研计划中的20年及以上，可能仅有不到一半的使用寿命，所以在储能电池报废前，仅依靠峰谷价差收入很难收回投资成本。”北江进一步指出，“目前独立储能进入市场的机制也并不是很完善。山东、甘肃等省份已经明确了独立储能可以参与现货市场，但是部分省份并未允许储能参与现货市场。”

　　据郑华统计，截至目前，已有22个省市出台了新型储能可参与“中长期市场+现货市场+辅助服务市场”或“现货市场+辅助服务市场”的机制，但多处于征求意见或待实施阶段，政策或机制的有效性尚待进一步检验和完善。“一是相较于国外典型市场，独立储能的准入条件尚比较苛刻;二是独立储能可参与的交易品种还比较有限，比如在现货市场条件下，辅助服务只有自动发电控制(AGC)一种;再如，存在同一日只能选择参与现货交易或辅助服务一种，不能在日内分时段参加不同交易等限制;三是，在现有现货规则中，独立储能多以‘报量不报价’模式参加;四是现货价差处于下调节周期，独立储能参与现货收益明显不足。”郑华表示。

　　在发电侧，新型储能主要起到匹配电力生产和消纳、减轻电网压力等作用。当前我国发电侧电化学储能从用途上看主要有火储联合调频和新能源配储，火储联合调频市场规模有限，新能源配储成为新型储能主要应用场景。《报告》指出，发电侧储能收益由减少“弃风弃光”电量增加电费收入和减少的考核费用等构成，但目前经济性不显著。

　　用户侧储能的主体为电力用户，主要包括工商业用户及家庭用户，其经济性主要体现在利用储能进行峰谷套利。我国户用储能主要应用在工商业，据伍德麦肯锡咨询预测，到2030年，工商业储能将占据中国储能市场的10%，较2021年占比上升4个百分点。随着分时电价的进一步完善和高耗能企业电价的进一步上涨，工商业用户储能的经济性有望增强。但我国目前峰谷价差机制待完善、储能成本仍高企、用户侧储能规模不大，工商业储能的经济性实现规模化发展还需要一些时日。

　供需失衡

　　结构性矛盾日渐突出

　　储能电站项目普遍亏损，表面上看是盈利模式问题，究其根本，是政策端制造的人为需求与实际需求之间的脱节导致的结构性矛盾。

　　国家能源局数据显示，2023年上半年，全国新型储能新投运装机规模约8.63吉瓦/17.72吉瓦时，相当于此前历年累计装机规模总和。我们需要先搞清楚一个问题，在这么短的时间内上如此规模的新型储能，是给谁用?

　　根据《统计数据》显示，截至2023年6月底，电源侧储能以新能源配储为主，受各省新能源配储政策影响，新能源配储比例持续提高，累计投运总功率约 6.20吉瓦、占比81.44%，总能量约12∶75吉瓦时、占比89.73%;2023年上半年新增总功率约3.38吉瓦、占比92.83%，总能量约7.25吉瓦时、占比97.94%。目前新能源配储主要分布在内蒙古、甘肃、西藏、山东、新疆等新能源装机较高的省(区)。由此可见，“新能源配储”政策仍是储能装机增长中最强劲的驱动点。

　　长久以来，我国电力系统采取“源随荷动”的平衡模式，但是新能源发电固有的波动性、随机性使其无法跟随系统负荷调整出力，电力系统不仅需要跟踪负荷变化，还需要平衡“靠天吃饭”的出力变化，加剧了系统调节负担。为提升系统调节能力，地方采取新能源强制配储措施，实现新能源全额保障性消纳。

　　据记者不完全统计，目前，我国已有20余省份发布了新能源配备5%~40%储能的相关政策文件，时长为1~4小时，甚至部分地方政府将储能作为新能源建设的前提条件，导致部分项目储能配置比例达到了50%~100%。在政策导向下，我国新型储能装机一路狂飙。

　　然而，强制新能源配储，并未达到“1+1>2”的效果。《报告》指出，储能电站建设会加大新能源项目初始投资成本，一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，其初始投资将增加8%~10%;而风电场配建同样容量的储能项目，其初始投资成本将增加15%~20%。当前新能源企业配储成本主要由企业自身承担，给企业带来较大压力。从调查机组的等效利用系数看，新能源配储的等效利用系数仅为6.1%，低或远低于火储、电网侧和用户侧。

　　业内人士刘远(化名)表示：“配储后的新能源企业，由于没有充分利用配建的储能设施或租赁的储能设施不为其直接调节，并未让新能源企业真正获益，加重了新能源企业的负担，造成了新能源企业向储能行业转移利润，形成了新的矛盾。新能源企业在被动接受配储的同时仍需支付大额辅助服务费用。行政指令下人为制造的需求，并不是实际需求，储能利用小时数低，新能源企业也苦不堪言，此情此景用两败俱伤形容新能源强制配储‘拉郎配’并不为过。”

　　“家徒四壁、想开宾利”是不现实的。与其替代品相比，新型储能并不具备竞争力。北江表示：“若按照1600元/千瓦时的成本、年利用500次计算，度电储能成本高达0.55元/千瓦时。相比之下，抽水蓄能、压缩空气储能、煤电调峰成本分别为0.23～0.34元/千瓦时、0.25～0.41元/千瓦时、约0.3元/千瓦时左右。当新型储能成本降至1200元/千瓦时，年利用次数1000次，储能成本将降至0.21元/千瓦时，实现与抽水蓄能价格持平。但很显然，无论是储能成本还是年利用次数，目前都很难达到这个水平。”

　　根据公开研究，从能量密度上看，粗略计算一公斤煤炭大约能够发三度电，现在储能的能量密度大约只有三度的二十分之一。以京津唐电网为例，目前迎峰度夏期间最大负荷是6000万千瓦，电化学储能成本以1000元/千瓦为基准，按照极端情况下全部配置储能，京津唐需要投资5万亿元，而目前全国电网总资产大约只有6万亿元。

　　《报告》表示，新型储能发展驱动力主要来自政策端，由发电侧承担，在储能收益来源相对单一的情况下，发电企业出于经济性考虑，会更倾向于选择低成本储能项目，相对忽视性能和安全问题，而激增的下游需求传导到储能供应方就会引发低价竞争问题，储能供应方已经开始了激烈的价格“厮杀”。

　　过去三年，在大宗商品里很难找到价格波动比碳酸锂更加剧烈的品类。自疫情和俄乌冲突发生以来，碳酸锂涨幅高达14倍，2022年四季度碳酸锂价格最高涨到60万/吨。为了应对产业日益增长的套保需求，碳酸锂期货2023年7月21日在广期所挂牌上市。如今，电池级碳酸锂现货价格从年初顶峰的近60万元/吨下跌至约10万元/吨，年内跌幅高达80%。

　　根据央视财经2023年12月的调查，国内储能行业呈现“冰火两重天”的现象。下游投产规模火爆，上游招标价格却几近腰斩。投资运营尚未形成稳定清晰的商业模式，在行业源头收益较低而市场竞争又异常激烈的情况下，价格战的结果必然导向劣币驱逐良币。

　　《报告》预测，当前多家储能上市企业毛利率水平均出现了下降趋势。长此以往，整体市场将难以实现良性竞争出清，低成本低性能建设模式也将给储能产业埋下安全隐患，破坏行业整体生态，甚至损害人民生命财产安全。

找准定位

　　让市场发现储能真实价值

　　2023年以来，与储能相关的展会、峰会、研讨会林林总总不下百个，关于“储能到底能发挥多大作用”的争论见仁见智。

　　国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书》指出，新型储能是构建新型电力系统的关键环节。新型储能可发挥支撑电力保供、提升系统调节能力、保障电网运行安全等重要作用，具有多元、多时间尺度的应用场景，通过储能的规模化应用，电力系统由传统源随荷动向源网荷储融合互动转变，从而实现安全、绿色、高效三个发展目标的统筹协调。结合系统需求，推动源网荷各侧多应用场景的储能科学合理布局，同时推动多时间尺度储能协调应用。

　　毫无疑问，储能加速融入新型电力系统构建的趋势没有改变，但怎么把储能用对、用好是关键。储能的强项，在于反应速度快、精度高等“精细活”上，更适合在辅助服务市场里“发光发热”，用这些功能参与电能量市场，难免有“拿着外科手术刀下地种庄稼”的错配感。找准定位、匹配供需、发挥价值，探寻可持续发展的盈利模式，提升储能项目的利用率，建立市场化的价格机制，才是新型储能的发展出路。

　　刘远告诉记者：“在欧美国家的电力批发市场中，电化学储能主要发挥功率调节的作用，不以能量存储为主要利用方式;而其能量型应用主要在电网末端，由于欧美国家地广人稀，加装电池储能比多建一条电网线路更为经济，且成本由用户买单，这点与我国有本质区别。”

　　在刘远看来，储能关键要在辅助服务方面发力，这需要从市场机制上新增快速调频、转动惯量、爬坡速率等新型辅助服务交易品种，并允许储能参与多种辅助服务品种，鼓励独立储能项目通过“报量报价”的方式参与调频、备用等，充分发挥储能项目快速响应优势和规模小、分布分散等特点。

　　目前，我国电力市场正处于发展初期，功能体系尚未健全完善，储能的“用武之地”也未能完全发挥。北江表示，部分省份仅允许储能参与一次调频辅助服务，而储能在多个领域(例如备用、快速爬坡)等方面具有显著的优势，目前并未在相关政策体现。在目前的市场机制下，储能参与市场的主动性受限，作用并未充分发挥，严重影响了利用率。

　　在政策引导层面，郑华表示，储能的优化配置，需要各地统筹本地灵活性资源的“真需求”，协调规划发展各类灵活性资源，充分发挥源网荷侧各类灵活性资源的价值，以及价值发现的市场机制。“其次，在储能参与电力市场方面，需要聚焦成本收益等核心问题，既不能顾此失彼，亦不能因噎废食，做好中长期、现货和辅助服务多品种间的衔接机制，梳理好各类储能的疏导机制与成本测算，充分落实‘有为政府’与‘有效市场’的衔接，以电力现货和辅助服务为抓手，降低储能准入门槛、赋予其平等的交易权利、丰富交易品种，促进新型储能良性发展。”郑华说。

　　远景能源储能产品总工程师钱振华表示赞同，新型储能可持续发展需要更加完善的市场环境，建议现货市场进一步扩大，完善辅助服务市场，健全容量电价和容量市场，在开展现货市场的省份明确储能参与电力市场的电价机制。针对独立储能明确其参与市场的条件和技术参数，针对配套储能明确其调度方式并引导储能与新能源以虚拟聚合体形式参与市场交易。

　　市场建设需进一步深化，储能自身技术也仍需修炼。据记者了解，储能本身的安全以及性能是决定其能否被有效利用的关键因素之一。由于储能设施建设标准涉及设计、安装、验收、投运、运维等多个环节，没有完善、系统的标准体系，难以保证储能产品质量与安全。同时，虚标容量、检修超期、执行调度指令不到位等问题频出，对电化学储能设施的运行管理缺乏有效监管手段。受访专家一致建议加大储能基础研究投入，完善储能相关技术标准体系建设，加强储能场站运维管理能力，加强监管，提升电化学储能安全运行水平。

　　北江建议，从国家层面取消新能源配套储能政策，明确新能源配建储能不得作为并网运行的前置条件。新能源可以根据自身经营需要，采用适应自身需要的技术经济手段，选择配建储能、租赁储能还是在现货市场购买平衡服务，避免不合理的市场干预，保障储能和新能源的合理收益。

　　总之，资本热炒之下，更需冷思考：多少装机的储能满足实际需求、什么样的技术路线最优、什么样的商业模式行之有效，这些问题让市场说话更为合理;当然，持续完善市场机制也是必要前提，否则“让市场来说话”很难真正落实。

　　本文刊载于《中国电力企业管理》2023年12期，作者系本刊记者