文｜華夏能源網(wǎng)

高歌猛進的新型儲能行業(yè)，卡在了產能利用率上。

在今年第十二屆儲能國際峰會上發(fā)布的《儲能產業(yè)研究白皮書2024》顯示，2023年，中國儲能電池出貨量約200吉瓦時，而同期全球電力儲能年總裝機量約為100-120吉瓦時，供過于求明顯，行業(yè)平均產能利用率僅50%左右，企業(yè)庫存高企，電芯產能擴張速度遠超市場需求釋放速度。

從供需形勢上看，儲能面臨的市場環(huán)境不甚樂觀：

外需方面，歐洲已經(jīng)從2022年的高電價困境中走出來，電價價差空間縮小，戶用儲能需求銳減；美國市場，新能源裝機進程受到電網(wǎng)滯后的阻礙，原本預期中的大儲裝機爆發(fā)也在延后。此外，歐美對華貿易保護主義的大幅抬升，都是不確定因素。

內需方面，儲能的國內需求也在經(jīng)受考驗。占據(jù)市場半壁江山的新能源配儲，被調研人士指出存在大量“建而不調”的問題，嚴重挫傷了儲能行業(yè)發(fā)展的積極性。

華夏能源網(wǎng)&華夏儲能（公眾號hxcn3060）注意到，日前，國家能源局印發(fā)《關于促進新型儲能并網(wǎng)和調度運用的通知》（國能發(fā)科技規(guī)〔2024〕26號）(以下簡稱“26號文”)，著力化解新能源配儲的“建而不調”難題，“科學確定新型儲能調度運行方式，公平調用新型儲能調節(jié)資源”。

打開新能源配儲“建而不調”這個結，關系到整個行業(yè)的發(fā)展前景，儲能行業(yè)亟待在更高層面實現(xiàn)破局。

困在系統(tǒng)里的配儲

強制配儲政策在各地推行多年，那么，新能源開發(fā)企業(yè)到底是怎樣評估強制配儲的實際效果的呢？

一名五大發(fā)電集團人士此前表示，新能源配儲能政策直接帶來了大量儲能制造商出貨的大幅增長，但同時也帶來兩大困擾：一是開發(fā)成本增加，二是資源浪費。

配儲帶動了新能源項目總投資額上升，但卻拉低了項目收益率。若新能源電站要求配置儲能比例為10%、配儲時長2小時，這大約需要增加5%—8%的新能源投資，減少1個百分點的項目收益率；如配置比例上升至15%、時長至4小時，儲能項目將減少收益率約3個百分點。

各省份電力系統(tǒng)結構不同，對新能源項目的配儲比例和時長也有不同要求。據(jù)畢馬威和中電聯(lián)聯(lián)合統(tǒng)計，各省份配置儲能比例集中在5%-20%，配置時長多為2小時。在國資委考核壓力之下，各家發(fā)電央企積極轉型，競相爭奪新能源指標，已經(jīng)不惜壓低收益率（IRR）?，F(xiàn)在發(fā)電集團對新能源收益指標要求已經(jīng)逐漸放低到6%，在這種情況下再降3個點是根本不能承受的。

如果單看強制配儲的投入，是沒有多大意義的，更重要的是還要看配儲的產出效果。有業(yè)內專家透露了部分來自電源側的儲能運行的真實數(shù)據(jù)：

從西到東、從北到南，在包括電源側、電網(wǎng)測、用戶側在內的所有儲能類型中，新能源配儲的利用率是最低的。根據(jù)對西部某新能源大省的調研，儲能平均5天調用一次。即使是在新能源和儲能都取得了極大發(fā)展的東部大省山東，新能源配儲的利用小時數(shù)也僅為192小時。

為什么強制配儲利用率這么低？

一直以來，對于原因的解釋中有一大誤解，認為電源側新能源配儲調用率低，是因為電網(wǎng)優(yōu)先調度電網(wǎng)側儲能造成的。

這個誤會有點深了。理由有二：一是電網(wǎng)側儲能利用率不是很高，二是電網(wǎng)側儲能其業(yè)主方很多也是五大發(fā)電集團。

實際上，電源側儲能利用率低的一大原因，在于其定位過于狹窄。

一名國網(wǎng)山西人士指出，目前火電在進行靈活性改造，且火電的調節(jié)能力是最強的；用戶側也在進行靈活性需求響應，如通過虛擬電廠進行調節(jié)；新能源發(fā)電量并不是每天都很大，也不是每天都消納困難。新能源配儲如果只定位于給自己服務，應用的場景、時段和需求就十分有限。而如果儲能電站服務于整個電網(wǎng)的需求，需求空間就會獲得更多拓展。

新能源配儲在電能量市場的調節(jié)能力不佳，也與其“劣幣驅逐良幣”的市場現(xiàn)狀有關。

強制配儲推高預期后，各路資本蜂擁而入，儲能電芯魚龍混雜，行業(yè)整體質量不佳；強制配儲政策高壓之下，發(fā)電企業(yè)也僅是將配儲作為新能源項目的“路條”，為節(jié)省投資成本，在招標中往往是實行“價低者得”。在這套機制體制下，儲能電站的電能量調節(jié)能力不足，似乎也順理成章。

再疊加大量儲能建設沒有納入源網(wǎng)荷儲來做一體化規(guī)劃，在裝機建設突飛猛進的同時缺乏配套的儲能調用的機制體制，其“建而不調”也就不足為怪了。

“26號文”打開配儲利用空間

配儲利用率低的現(xiàn)實問題，早已引起行業(yè)主管部門的重視，并出臺相關政策來著力推動問題的解決。

目前最有效、最直接的辦法是要加強電網(wǎng)調度，而遠期的辦法，則是需要加強電力市場機制建設。

日前，國家能源局印發(fā)《關于促進新型儲能并網(wǎng)和調度運用的通知》（國能發(fā)科技規(guī)〔2024〕26號），旨在規(guī)范新型儲能并網(wǎng)接入，推動新型儲能高效調度運用，提出了很多具體的要求。

華夏能源網(wǎng)&華夏儲能（公眾號hxcn3060）注意到，26號文在“獨立儲能”的概念上更進一步，延展出“調度調用新型儲能”的概念。據(jù)此，可將新能源配儲劃分為“調度調用新型儲能”和“電站自用新型儲能”兩部分。

“調度調用新型儲能”，意指雖然是新能源配建，但是可以獨立參與輔助服務市場的儲能。在明確調度調用新型儲能的概念后，26號文繼續(xù)對調用的方式進行了說明，分為參與市場和不參與市場兩類：

電力現(xiàn)貨市場下，儲能實現(xiàn)了自調度，即不依賴電網(wǎng)調度指令，而是業(yè)主方可以通過相關的系統(tǒng)設備自主預測電力市場基于供需關系形成的現(xiàn)貨電價，在低谷時充電，在高峰時放電，只要現(xiàn)貨市場有價差，儲能就可以充放電。

非電力現(xiàn)貨市場下，儲能應用仍然要全部依賴調度的調用。當然，在這種情形下，若要新能源配儲更多進入電網(wǎng)調度的視野，則需要在實踐基礎上對現(xiàn)行的調度條例進行大幅修改，否則“無法可依”，電網(wǎng)調度是不大可能冒險自作主張調用儲能的。

26號文在“調度調用新型儲能”上帶給行業(yè)最大的想象空間是，新能源配儲實現(xiàn)自調度，即獨立參與輔助服務市場。所謂參與輔助服務市場，就是參與調壓、調頻、調相、轉動慣量支撐等。

從前新能源配儲“建而不調”，到處呼應不靈，很大程度上是源于定位上的偏差。

儲能從應用場景上劃分，有電源側儲能，其主要目的是匹配電力生產和消納、減輕電網(wǎng)壓力等；有電網(wǎng)側儲能，用于減少或延緩電網(wǎng)設備投資、緩解電網(wǎng)阻塞，以及為電力系統(tǒng)提供調頻等輔助服務。

新能源配儲，100萬千瓦級甚至1000萬千瓦級新能源配建儲能，在新能源中午時段停機棄光棄風的三四個小時里，儲能電站鉚勁充電也充不了多少。也就是說，儲能要去解決超大型新能源場站的棄風棄光、電能量平衡問題，心有余而力不足。

盡管儲能電站在大型新能源場站的電能量平衡方面能力尚顯不足，但是在包括調壓、調頻、調相在內的穩(wěn)定電網(wǎng)方面卻能力突出。

儲能電站參與調頻市場很有優(yōu)勢。以鋰電池為例，100兆瓦儲能調頻范圍可以從-100兆瓦到100兆瓦，是儲能裝機容量的200%。而火電調頻范圍一般在50%～90%，僅為火電裝機容量的40%。

此外，火電調峰調頻的響應速度是分鐘級，而鋰電儲能充電快放電也快，其響應速度是秒級的，幾秒鐘內就可實現(xiàn)充放電切換，因而可以說，鋰電儲能在調頻響應方面優(yōu)勢得天獨厚。

現(xiàn)實中，在歐美發(fā)達國家，新型儲能60%以上都是用來調頻。我國，廣東的電源側儲能絕大部分也都是火電的調頻儲能。并且，火儲調頻的收益和利用率也要遠高于參與電能量市場的儲能。

在電能量市場獲取收益之外，26號文允許“調度調用新型儲能”獨立參與輔助服務市場，這無疑拓寬了新能源配儲的功能定位，為提升新能源配儲的利用率打開了一扇新的大門。

儲能調用的地方實踐

破解新能源配儲“建而不調”，26號文僅是一個開端?！罢{度調用新型儲能”的政策紅利充分釋放，還要有與之相配套的一系列機制體制的完善。

其中的重中之重，是需要一個與相配套的價格機制。山東、寧夏等省均在根據(jù)本省的實際情況探索更優(yōu)化的電價政策，是這方面的積極探索。

以儲能電站運行較好的山東省為例，山東從2020年開始建設新型儲能，截至目前，山東的儲能電站有97座，總容量398萬千瓦。其中，新能源項目配建的儲能電站容量是108萬千瓦，獨立儲能電站29座288萬千瓦，火電荷儲聯(lián)合的電站有3座共10萬千瓦。

目前山東的儲能盈利模式主要有三種：容量租賃，容量電價和峰谷套利。山東一個運營較好的某獨立儲能電站，2023年全年收益5352萬元，其中容量租賃費收入2700萬，容量電價收入600萬，峰谷套利也就是電能量市場收入2052萬，成本是5198萬，凈收益是154萬元。

相比之下，西北地區(qū)新能源配儲的收益就要大為遜色了。造成差距的一個重要原因是，相比已經(jīng)建成現(xiàn)貨市場、儲能電站能夠實現(xiàn)峰谷套利的山東，西北地區(qū)的電力市場還遠不夠成熟。

比如，同樣是參與電能量市場，參與調峰賺取電價價差，西北地區(qū)大多還沒有電力現(xiàn)貨市場，那它的新能源配儲就只能是0元充電，0.3元放電，里里外外價差充其量也就是3毛錢。而在擁有現(xiàn)貨市場的山東，儲能電站能夠賺取1元甚至更高的電價差。

此外，山東的獨立儲能電站還能夠獲得可觀的租賃收益，作為最早試水獨立儲能的省份，山東獨立儲能獲得租賃收益已經(jīng)形成一定規(guī)模。當然，未來，西北地區(qū)的存量新能源配儲，也可以通過轉為獨立儲能的方式，以獲取租賃收益盤活存量。

那么，是不是沒有現(xiàn)貨市場的省份，新能源配儲參與電能量市場就沒有價差空間了呢？答案是否定的，就算沒有現(xiàn)貨市場，仍可以通過完善參與電力市場的電價政策來拓寬儲能電站的收益空間。

以同為西北省份的寧夏為例，2021年，寧夏出臺了調峰規(guī)則，在新能源消納困難時，由儲能來充電調峰，按照充電電量進行補償。調峰補償?shù)膬r格上限是6毛錢每度電，調試期打8折。這是按照火電深調的標準來獲取費用的，由新能源場站按照交易時段的上網(wǎng)電量分攤。

寧夏還挖掘了儲能電力保供的價值，當?shù)卣雠_了全國首個儲能調峰的規(guī)則。即在電力供應緊張時，儲能放電頂峰，按照放電電量補償，補償?shù)膬r格按照不同時期和成本的差異，分別是每度電1.2元和1元。儲能頂峰補償費用是由市場化用戶按照頂峰交易期間的用電量進行分攤。

建立一整套利于儲能電站發(fā)揮功效的價格機制之外，儲能調用因其具有節(jié)省電網(wǎng)基建投資的作用，因而也應該獲得相應收益。

發(fā)展新能源，大量電力電子設備接入電網(wǎng)后，給電網(wǎng)帶來巨大波動。調用儲能能夠實現(xiàn)調壓、調頻、調相以及轉動慣量支撐，進而穩(wěn)定電網(wǎng)、穩(wěn)定電力系統(tǒng)。同時，新能源具有隨機性、間歇性、波動性，儲能參與調峰頂峰，這些都節(jié)省了大量的輸配電網(wǎng)投資。

在第十二屆儲能國際峰會暨展覽會上，清華大學電機系教授、中國能源研究會儲能專委會副主任委員夏清教授表示，儲能最大的價值就在于全面提高了電力行業(yè)設備的利用率，用上了儲能，就沒有必要為了那幾十個小時的尖峰負荷去進行巨額的輸配電網(wǎng)基礎設施投資。

儲能的價值不容懷疑，但在現(xiàn)行的電力體制下，儲能省了電網(wǎng)投資卻沒有獲得這部分收益。

在夏清看來，如果相關機制問題徹底解決，儲能發(fā)展的市場空間將會很大，也必將成為新型電力系統(tǒng)的主要環(huán)節(jié)，未來新型電力系統(tǒng)必將是源網(wǎng)荷儲協(xié)同的新型電力系統(tǒng)。