這兩天，我們能源行業(yè)迎來幾件大事：一個是SNEC第十六屆(2023)國際太陽能光伏與智慧能源大會暨展覽會在上海舉辦，如果你在現(xiàn)場，也能看到湘能楚天的身影；另一個是日前在杭州召開的國際儲能大會，兩場行業(yè)盛事都可以用場面火爆形容，而在現(xiàn)場尤為火爆的，當推其中的“儲能”話題，一個月前，在北京舉辦的第十一屆儲能國際峰會，火爆程度更是歷年之最。
(一）爭議伴生下的儲能向何處尋路
隨著新能源產(chǎn)業(yè)加速向前，作為給風、光發(fā)電“保駕護航”的儲能產(chǎn)業(yè)正迎來爆發(fā)期。有數(shù)據(jù)統(tǒng)計，截至目前，我國涉及儲能產(chǎn)業(yè)的注冊企業(yè)已超過8萬家，到2025年新型儲能的產(chǎn)業(yè)規(guī)模或突破萬億大關，到2030年預計接近3萬億元。國家層面的鼓勵政策，也是層出不窮，光是2022年，國家出臺的相關政策就包括：2022年1月29日，國家發(fā)改委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》；2022年5月24日，國家發(fā)改委、國家能源局綜合司聯(lián)合發(fā)布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》等，政策目標無不指向推動儲能產(chǎn)業(yè)的高質量發(fā)展。
伴隨著產(chǎn)業(yè)的“加速向前”，關于儲能的質疑其實也從未停歇過，尤其是關于新能源強制配儲的合理性，更是關鍵的爭議點。拋開碳中和、環(huán)保等宏觀因素不說，在新能源迎來大發(fā)展的背景下，充當發(fā)電側和用電側之間“緩沖墊”的儲能，能很好地解決新能源發(fā)電固有的隨機性、間歇性和波動性特點所導致的不穩(wěn)定問題，使得新能源發(fā)電曲線更為平滑，輸出更為穩(wěn)定、可控。那么，為什么還會有如此大的爭議？在爭議之下，儲能產(chǎn)業(yè)的明天是否還值得期待。
回歸到問題本質來說，顯然不是儲能本身不好，而是商業(yè)邏輯之下的產(chǎn)業(yè)困境。首當其沖的是產(chǎn)業(yè)本身的“技術”問題——在規(guī)模提升的同時，儲能利用率表現(xiàn)卻不盡如人意。根據(jù)中電聯(lián)調研數(shù)據(jù)，電化學儲能項目平均等效利用系數(shù)僅12.2%。其中新能源配儲能利用系數(shù)僅為6.1%，火電廠配儲能為15.3%，電網(wǎng)側儲能為14.8%，用戶儲能為28.3%。顯而易見，新能源配儲能利用系數(shù)最低，整體調用情況較差。
(二）楔入市場基因激活發(fā)展?jié)摿?/span>
這個看似“技術”問題，其本質又還是要回歸到產(chǎn)業(yè)政策和環(huán)境問題。就產(chǎn)業(yè)政策而言，一方面是國家要求新能源項目強制配儲，2021年7月，國家能源局印發(fā)的《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，提出“為鼓勵發(fā)電企業(yè)市場化參與調峰資源建設，超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的規(guī)模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上）配建調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優(yōu)先并網(wǎng)。”地方政策一般按照5%-20%的不同比例，截至目前，已有超過23個省市區(qū)發(fā)布相關政策。
另一方面是電網(wǎng)側儲能技術需要滿足大容量、高效率、長壽命等要求，進而需要較高的研發(fā)投入，而這些成本都需要電網(wǎng)側承擔，疊加電力系統(tǒng)的負荷和電量波動性較大，用戶需求的不確定性導致儲能系統(tǒng)的運營成本和風險增加。另外，由于電力市場不完善，電價受到政策等因素影響，電網(wǎng)側儲能無法通過提高價格把儲能成本傳導至用戶側，尤其是伴隨著平價時代的到來，這種價格壓力會傳導更為強烈。因此，能源企業(yè)對于儲能項目應用意愿不高。但困于部分地區(qū)將配置儲能作為新能源項目立項或并網(wǎng)加分項，甚至出現(xiàn)以儲能作為新能源項目開發(fā)“路條”的現(xiàn)象，不得不配建儲能。
如此之下，一邊是能源企業(yè)希望政策發(fā)生轉向，不再強制配儲，另一邊是儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展又需要配儲的進一步向前，那么，出路到底在哪？有行業(yè)專家指出了方向：強制配儲本質上是一種計劃手段。只有建立成熟的市場機制，才能實現(xiàn)多方共贏。那么，如何探路市場機制？應該是這是當前頂層設計和市場都需要精進的地方。在頂層設計或者說產(chǎn)業(yè)政策設計層面，強制配儲的語境正在松動，從原先的強制，正在逐漸轉為鼓勵。此外，從資源配置的規(guī)律來說，要刺激儲能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，關鍵是要按照誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔的原則來實現(xiàn)。
(三）政策加持持續(xù)輸出利好消息
眾所周知，儲能在電力系統(tǒng)及輔助服務等不同環(huán)節(jié)，會產(chǎn)生不同的應用價值，包括容量價值、功率價值、備用價值等。在此過程中，儲能可以通過峰谷套利、基本容量、輔助服務（調峰、調頻、黑啟動）、需求側響應等方面獲取收益。有地方已經(jīng)據(jù)此探索出“一次調頻+現(xiàn)貨”的模式，這無疑提供了非常積極的參考。這也要得益于國家頂層設計層面的積極推動，2022年11月25日，國家能源局發(fā)布《電力現(xiàn)貨市場基本規(guī)則（征求意見稿）》，首次在全國層面提及推進電力現(xiàn)貨市場，推動儲能、分布式發(fā)電、負荷聚合商、虛擬電廠和新能源微電網(wǎng)等新興市場主體參與交易。與此同時，2022年，各省已開始嘗試推出容量補償政策。可以說，隨著電力現(xiàn)貨市場的發(fā)展和容量補償規(guī)則的完善，儲能項目逐步開始獲得 “保底收益”，增加了儲能項目收入獲取渠道，有助于促進儲能行業(yè)健康發(fā)展。
我的上一篇文章關注到輸配電價改革，回顧一下，此次改革至少將帶來三大利好，一是使輸配電價結構更加合理，不同電壓等級電價更好反映了供電成本差異，為促進電力市場交易、推動增量配電網(wǎng)微電網(wǎng)等發(fā)展創(chuàng)造有利條件；二是使輸配電價功能定位更加清晰，將原包含在輸配電價中的上網(wǎng)環(huán)節(jié)線損和抽水蓄能容量電費單列，有利于更加及時、合理體現(xiàn)用戶購電線損變化，清晰反映電力系統(tǒng)調節(jié)資源費用；三是使激勵約束機制更加健全，對負荷率較高的兩部制用戶的需量電價實施打折優(yōu)惠，有利于引導用戶合理報裝容量，提升電力系統(tǒng)經(jīng)濟性和穩(wěn)定性。這三大利好，將意味著對儲能行業(yè)帶來持續(xù)利好，尤其是對電力現(xiàn)貨市場的刺激，將是直接且持續(xù)的。
可以預見的是，2023年應是儲能產(chǎn)業(yè)“狂飆”之年，有數(shù)據(jù)顯示，2023開年以來，產(chǎn)業(yè)鏈上下游就已經(jīng)有近二十家企業(yè)宣布最新儲能項目建設規(guī)劃，更有力的數(shù)據(jù)是，2023年1-2月33個儲能中標項目規(guī)模已超5.56GWh。相較去年同期，儲能中標規(guī)模增長超10倍。隨著更多地方實施細則的進一步出臺和實踐經(jīng)驗的積累，儲能原本較為單一的收益模式將得到有效擴充。在儲能盈利空間擴大的同時，企業(yè)投資儲能、使用儲能的積極性也將被調動。總而言之，2023年的儲能產(chǎn)業(yè)值得期待。
