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| 深度！避免新能源與儲能的“雙輸”局面！ |
| 發布時間:2023-02-27 11:18:48| 瀏覽次數： |
在“雙碳”戰略下，儲能大規模發展具有強大的邏輯，但近年來儲能商業模式的問題始終困擾其發展，數據繁榮的背后是行業普遍的焦慮。相對美國、歐盟在政策和市場兩端的雙向發力，中國新能源配儲能的模式當前帶來的是“雙輸”的局面！政策扶持加市場導向，才能實現新型儲能高質量發展，促進新能源與儲能走向“雙贏”。
一、儲能的裝機數據謎團
（一）儲能裝機的官方及行業口徑
2月13日，能源局在京召開例行新聞發布會，發布2022年可再生能源發展情況，數據顯示2022年新能源和儲能都實現了新突破。儲能方面，2022年底全國投運新型儲能項目8.7GW（其中電化學儲能占98%左右），平均儲能時長2.1小時，比2021年底增長110%以上，這是能源局首次對外正式公開發布儲能方面的數據。
中國儲能發展的初級階段，由于其應用場景多樣，技術路線復雜，大部分儲能項目標準化、規模化程度不高，也很少有納入調度運行的，在數據統計方面存在較大的困難。中關村儲能聯盟等行業組織每年都發布儲能發展白皮書等報告，對儲能裝機數據進行公布，讓我們得以看到儲能發展的進程。
隨著儲能被定位為新型電力系統建設的重要基礎設施，能源主管部門開始關注儲能的真實發展情況。2022年4月，發改委成本調查中心在官網發布的《完善儲能成本補償機制，助力構建以新能源為主體的新型電力系統》的文章，首次提到2021年底電化學儲能的累計裝機量超過400萬千瓦，其后在官方提到的儲能裝機中都采用了該數據。
（二）辨析儲能裝機的真實情況
儲能歷年累計裝機（2021年、2022年采用官方數據）
由于2021年以前官方未發布公開數據，本篇中2012-2020年采用中關村儲能聯盟發布的數據。整體來看，儲能自2017年開始進入快速發展階段，但由于2021年采用官方數據，2021年新增裝機數據不足1GW，原因可能是行業口徑統計數據大于官方口徑產生當年數據不匹配。
根據中關村儲能聯盟數據，2021年底儲能總裝機約5.7GW（比官方數據高出40%），當年新增2.4GW/4.9GWh。而2022年初步批露的行業數據為總裝機12.7GW，當年新增6.9GW，仍比官方數據高出40%以上。
儲能歷年累計裝機（行業數據） 如果僅是2021、2022年的裝機數據不足以激發各界對儲能的熱情，實際上國內對儲能行業繁榮的預期在于招標數據的引導。2021年國內大型儲能EPC與設備總招標容量達10.1GWh，是當年總新增裝機（行業數據）的2倍多；2022年儲能項目招標容量約44GWh，是當年新增裝機的3-4倍。儲能行業裝機數據的“提前繁榮”，只能用“今年招標、明年投產”來解釋。那么按此推算，2023年我國儲能裝機將達到40GWh以上，而其中近半數為共享儲能。儲能的爆發期似乎馬上到來！
二、新能源+儲能，為何走向了“雙輸”？
但是，我國儲能的快速發展并非一枝獨秀，其發展局面也絕非一馬平川。
美國、歐盟的儲能也同步進入增長期，相對中國也不逞多讓。受益于美國通脹削減法案的支持、電網公司容量購買以及市場機制等多重利好，美國2021年新增儲能增量突破10GWh，2022年預計增長13-15GWh，2030年可能接近30GWh，其增長速度有超過中國的勢頭。受高電價驅動，歐盟“新能源+儲能”的供電模式具有經濟優勢，歐盟2021年新增儲能也達到了3.5GWh。
相對美國、歐盟相對清晰的發展邏輯，我國儲能發展始終受困于商業模式的不健全。理論上，新型儲能作為電力系統重要的調節設施，對于提升新能源消納能力具有直接的作用，新能源+儲能的發展模式，應該有效實現兩者的“共贏”，但我國的實際情況遠非如此！
1.配置儲能增加了新能源的成本負擔
基于“誰的問題誰解決”的思路，要求新能源按比例配置儲能成為近年推進儲能增長的主要原因，但配置儲能大幅增加了新能源發展的成本。簡單測算，光伏項目按照10%裝機、2小時時長配置儲能，將增加約0.6-0.7分錢的度電成本，而很多省份要求配置比例高于該比例。
配置儲能對新能源來說是“規模越大，傷害越大”。從提高調節能力的角度，相對成本昂貴的儲能，新能源如果有更多的自由度去購買需求響應、煤電深調等靈活性資源或者采用自身功率管理行為，其成本壓力可能更小。
2.強配儲能無法保證儲能的高質量發展
按比例配置儲能的政策，僅將新型儲能作為新能源并網的門檻，并未建立對其運行效果的監督和考核制度，使儲能效果發揮不足。同時，大部分省份，新能源仍未作為市場主體參與電力市場交易，新能源表后儲能也不能在參與現貨市場或輔助服務市場中獲得收益，更加重了新能源側儲能參與運行的“惰性”。
根據中電聯的調研報告，我國新型儲能等效利用系數僅12.2%，新能源配儲系數更是低至6.1%，配置儲能對于提高新能源項目消納能力收效甚微。
由于沒有針對實際運行的監測機制，為了降低成本的考慮，新能源配置的儲能電站難以保證工程質量，反而不利于儲能行業的整體提高。
3.共享儲能僅是“擊鼓傳花”的第一棒？
共享儲能作為獨立主體已經能夠參與現貨市場或輔助服務市場交易，同時對于新能源獨立配置儲能更容易形成規模優勢，也緩解了新能源運營商的投資壓力。在自建儲能成本高企，而新能源按比例配置儲能的政策執行剛性不是很強的階段，新能源運營商對自建儲能采取消極態度，而必要時通過租賃共享儲能的方式滿足配儲要求的傾向更加明顯。
但共享儲能也難以解決商業模式方面的根本問題。當前參與調峰輔助服務的補償或價格標準普遍在0.2-0.5元/kWh，幾個試點現貨市場日分時電價峰谷差的平均值也普遍低于0.5元/kWh（山東為0.4元/kWh左右），同時考慮儲能利用率不足等因素，其市場化收益還需打個折扣，所以共享儲能僅靠參與市場交易距離回收成本差距較遠，最后仍需將較大的成本部分通過租賃費用轉移到新能源運營商身上，并沒有改變儲能發展的本質邏輯，不過是共享儲能占據了“擊鼓傳花”第一棒的位置。共享儲能租賃成本較高也帶來出租率偏低，進一步造成投資成本的浪費。
綜上分析，有別于歐盟主要靠市場機制，美國依靠政策、市場雙向發力，我國盡管不斷創造儲能成本市場化疏導的條件，但當下仍主要由新能源承擔儲能發展帶來的成本。在新能源、儲能都未實現成本快速下降的情況下，要求新能源綁定儲能可能反向影響新能源的發展，帶來“雙輸”的局面。
三、破局，讓新能源與儲能走向“雙贏”
對于當下破局儲能與新能源發展“頂牛”局面，實現新型儲能的高質量發展，使兩者真正走向雙贏，仍需從政策、市場雙向發力。
1.政策方面
對于新興產業，政策的助力至關重要，國內外可再生能源的發展都驗證了這一點。盡管我國大規模財政補貼已不現實，但政策的調節與導向作用至關重要。筆者認為可采用的工具仍很多：
（1）轉變新能源按比例配置儲能的“一刀切”方式，通過推廣電力市場交易機制、新能源并網運行要求等手段，使新能源有動力選擇更經濟的方式提高其靈活運行能力，也能促進所配儲能的運行效果，真正起到儲能的調節作用，對新能源來說既能提高消納也降低了調節成本；
（2）出臺投資稅收抵免政策，對儲能項目進行增值稅與所得稅減免，既提振儲能的投資熱情，也不會增加國家財政壓力；
（3）強化“雙碳”約束，提高新能源+儲能項目的相對競爭力，比如落實非水可再生能源消納責任權重在用戶側的分解，并對儲能帶來的新能源增發電量賦予更高的完成權重。
2.市場方面
（1）建立更加對等、透明的市場機制，提升調節市場的覆蓋范圍
儲能的大規模發展以及調節收益的提升，一方面來自自身成本的下降，另一方面來自調節性市場（包括現貨市場）的公平放開。在中國，電網公司以集中調度手段對系統安全進行總托底，保障了中國電力的平穩供應，但也帶來調節市場的信息不對稱與不公平競爭。比如，對抽水蓄能電站實施的容量采購機制而將儲能摒除在外，壓縮了新型儲能的生存空間；對有序用電的管理，也很大程度削減了調節資源發揮作用。對于調節性資源的市場設計，應降低非必要的外部干預，盡量提升市場化的覆蓋范圍。
（2）短期內容量采購機制不能缺位
對于不同調節性資源，既要做到公平對等，也要兼顧各種品種的差異。儲能完全依靠現貨市場或輔助服務市場獲利，需要在新能源為主體的新型電力系統建成后才能實現。在新能源為主體的場景中，電網的調節資源非常稀缺，間歇性的缺電與間歇性的電力富余將交替出現，滿足儲能盈利的價差條件才能出現，但仍需兼顧經濟性與電網可靠性的平衡。
而現階段，對于與抽水蓄能類似的新型儲能，其一次投資較大，容量收益對于儲能能提供更加穩定的收益，更符合儲能的資產特性，也體現了儲能增加電網容量充裕度的商品屬性。建議在政府規劃和監管的前提下，加大電網公司的容量采購力度，建立競爭的容量市場，可以有效促進大型儲能發展，提升電力系統的調節能力和保障能力。 |
