裝機規模半年增長超40%，新型儲能破局“深水區”
21世紀經濟報道記者繳翼飛 北京報道
近日，多地新型儲能項目陸續建成投運。江蘇濱海200MW/400MWh儲能電站項目已於7月底順利建成及併網運行，一舉刷新了國內組串式儲能系統應用的紀錄，成爲目前全國最大的組串式儲能電站。全國單體容量最大共享儲能電站——華電海西託格若格共享儲能電站也在同期實現全容量併網，項目總建設規模27萬千瓦，從安裝、施工、調試到併網僅用了25天。
新型儲能是指除抽水蓄能以外，以輸出電力爲主要形式的儲能技術，是構建以新能源爲主體新型電力系統的重要支撐技術。“發展新型儲能”在今年被首次寫入《政府工作報告》，各地也在加快新型儲能產業佈局和發展。國家能源局的數據顯示，截至今年上半年，全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規模達4444萬千瓦/9906萬千瓦時，較2023年年底增長超過40%。
面對着廣闊的應用前景和市場需求，如何才能提高新能源效率？又該如何激發項目建設的積極性？受訪專家表示，新型儲能可以通過削峰填谷，重新匹配電力供需。但不少企業採取低價競爭策略，導致產品質量參差不齊，可能會損害行業整體利益，也影響儲能項目的安全性和可靠性。部分地區儲能項目“審而不建”背後的底層原因，也是來自於儲能利用率低、回報收益不足等問題，需要加強發展模式創新探索，解決儲能配比“一刀切”問題，嘗試採用共享儲能、“構網型”儲能等方式，提升儲能項目的經濟性和競爭力，長遠來看，還需要建立健全新型儲能價格形成機制。
多地加速佈局新型儲能項目
隨着“看天吃飯”的風、光等新能源快速發展，其間歇性、波動性會對電網安全帶來一定影響，急需儲能進行穩定調節。新型儲能就好比“超級充電寶”，可以通過削峰填谷，重新匹配電力供需。
根據《“十四五”新型儲能發展實施方案》提出的目標，到2025年，新型儲能由商業化初期步入規模化發展階段，具備大規模商業化應用條件；到2030年，新型儲能全面市場化發展。
國家能源局數據顯示，“十四五”以來，新增新型儲能裝機直接拉動投資超1000億元，帶動產業鏈上下游協同發展。新型儲能正向大容量、高密度、超安全、長循環、智能化方向升級，新型儲能產業鏈現代化水平也待進一步提升，進而更好保障國家能源安全，促進能源清潔低碳轉型。截至2024年上半年，全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規模達4444萬千瓦/9906萬千瓦時，較2023年年底增長超過40%。
隨着新型儲能快速穩健發展，完善的政策機制及管理佈局不可或缺。日前，國家發展改革委、國家能源局、國家數據局制定了《加快構建新型電力系統行動方案（2024—2027年）》，對當前我國新型儲能發展進一步細化了要求。同時，圍繞新型儲能研發創新、測試驗收、檢測認證管理等主要環節，還需協調相關主管部門積極開展新型儲能領域地方標準制定和修訂，研究制定新型儲能領域相關行業標準，推動新型儲能高質量發展。
7月30日，中央企業新型儲能創新聯合體成立，由國家電網有限公司、中國南方電網有限責任公司牽頭，匯聚新型儲能產業鏈上的中央企業、地方國企、高等院校、科研院所、民營企業及社團組織，覆蓋產業全鏈條、技術全領域、應用全場景，計劃3年內，在電化學儲能、物理儲能、規模化支撐技術等方面形成一批具有國際影響力的技術成果，在通信、能源、冶金、建築、交通、航天等領域拓展29個重點示範工程，促進新型儲能技術的革新發展和持續進步。
與此同時，多地也在近兩年加快新型儲能產業佈局和發展。去年3月，廣東出臺《廣東省推動新型儲能產業高質量發展的指導意見》，明確將新型儲能產業打造成爲廣東“製造業當家”的戰略性支柱產業，到2025年全省新型儲能產業營業收入達到6000億元，年均增長50%以上，到2027年達到1萬億元。河南省計劃到2025年，全省新型儲能規模達到500萬千瓦以上，力爭達到600萬千瓦。山東省日前最新印發《關於加快新型儲能產業高質量發展的指導意見》也明確到2025年，全省新型儲能產業營業收入達到2500億元。
從地區分佈看，西北、華北地區已投運新型儲能裝機佔全國超過50%，新型儲能促進新能源開發消納和提高電力系統安全穩定運行水平的作用逐步增強。
根據中關村儲能產業技術聯盟發佈的《儲能產業研究白皮書2024》預測，“十四五”最後兩年，新增儲能裝機仍呈快速增長態勢，超額完成目前各省的規劃目標；“十五五”呈現一個平穩增長的態勢。保守場景下，預計2028年新型儲能累計裝機規模將達到168.7GW，2024—2028年複合年均增長率（CAGR）爲37.4%；預計2030年新型儲能累計裝機規模將達到221.2GW，2024—2030年複合年均增長率（CAGR）爲30.4%，年平均新增儲能裝機規模爲26.6GW。
行業強競爭仍在持續
各地對新型儲能的建設熱情日漸高漲，但也帶來了行業的強競爭。從2023年下半程以來，儲能產業的價格戰打得如火如荼，且行至今日尚無減弱的跡象。
細究價格下探的脈絡，儲能電芯首當其衝。中關村儲能產業技術聯盟數據顯示，2023年儲能電芯平均價格從年初的0.9元/Wh—1.0元/Wh下降至年末的0.4元/Wh—0.5元/Wh，使得儲能企業降本訴求迫切。儲能系統平均價格降至約0.8元/Wh，下降40%。而進入2024年之後，儲能系統價格仍在繼續下探，從0.8元/Wh跌至0.5元/Wh，而最新的低價顯示，4小時儲能系統價格已直接開啓0.4元/Wh的時代。
在這過程中，早期投運的新型儲能項目是行業的先行者，但其成本相對於現在更高，導致在市場上的競爭力不足。因此，對於早期投運的儲能來說，成本難以回收、收益難以保證。
目前，鋰離子電池儲能仍佔據行業主導地位。國家能源局數據顯示。截至2024年上半年，已投運鋰離子電池儲能佔比97.0%，壓縮空氣儲能佔比1.1%，鉛炭（酸）電池儲能佔比0.8%，液流電池儲能佔比0.4%，其他技術路線佔比0.7%。
但原材料成本持續下降，2022年11月份，電池級碳酸鋰價格一度逼近60萬元/噸，如今跌破8萬元/噸，僅僅不到兩年。儲能投資成本的快速降低，也使得投資者產生觀望心態，更傾向於等待技術成熟、成本下降後再進行投資和實際建設。
價格下探已經使儲能企業盈利能力承壓。一季度118家上市儲能企業之中，26家企業陷入虧損，佔比達到22.03%，毛利率低於20%的企業佔比達到47%。一些企業也已經率先披露了業績半年報，比如，科陸電子2024年1—6月營業總收入爲19.11億元，較去年同期增長22.39%，而淨利潤則是-3967.11萬元。
在8月8日舉行的“2024電力低碳轉型年會暨電力圓桌年中會議”上，中國能源研究會雙碳產業合作分會主任黃少中提出了一些關於新型儲能發展的“冷思考”，包括新能源配儲“建而不用”問題突出，儲能租賃價格偏低、租賃意願不足，調峰價格不盡合理，集中式儲能收益渠道單一，早期投運儲能成本難以回收等問題。
黃少中告訴21世紀經濟報道記者，目前在新型儲能市場上，企業間的無序競爭、產品同質化問題日益嚴重。爲了搶佔市場，不少企業採取低價競爭策略，導致產品質量參差不齊，甚至出現低價低質競爭的現象。這不僅損害了行業的整體利益，也影響了儲能項目的安全性和可靠性。
但也有不少業內人士持樂觀態度，認爲技術的創新、工藝的創新、設計的創新、管理的創新都在讓成本不斷探底，目前也正是開闢和壯大新技術路徑的好時機。
中車株洲電力機車研究所副總經理徐紹龍就在此前的第十二屆儲能國際峰會暨展覽會上坦言，“新型儲能業主端主要是大型國央企，業主端是非常規範運作的，那麼行業就不會出現特別無序的競爭，所以當前行業還是一種良性健康的狀態。尤其是對標抽水蓄能，新型儲能有5年的窗口期，需要在5年之內趕上抽蓄，否則沒有生存空間，實際上，當前成本降低是行業自救的行爲。”
國家能源局新能源和可再生能源司司長李創軍在7月31日舉行的國家能源局新聞發佈會上告訴21世紀經濟報道記者，新型儲能新技術正在不斷涌現，技術路線“百花齊放”。除了鋰電之外，壓縮空氣儲能、液流電池儲能、飛輪儲能等技術也在快速發展之中，有多個30萬千瓦等級壓縮空氣儲能項目、10萬千瓦等級液流電池儲能項目、單體兆瓦級飛輪儲能項目正在加快建設，國家能源局也將加強新型儲能試點示範跟蹤，推動新型儲能技術創新，提前謀劃加強頂層設計，促進新能源基地科學合理配置新型儲能，推動新型儲能行業高質量發展。
地方擬清退“審而不建”項目
近日，寧夏回族自治區發改委發佈《關於促進儲能健康發展的通知（徵求意見稿）》（以下簡稱《徵求意見》），要求組織各縣區及時評估“審而未建”儲能項目的建設條件，排查備案項目，清理一批接入意見逾期的項目，嚴格執行新備案項目電網接入意見有效期一年規定，爲增量項目釋放電網接入資源。
“審而不建”背後的底層原因是儲能利用率低、建而不調和建而無用問題。據瞭解，目前全國已有近30個省份出臺新能源配建儲能相關政策，要求新能源項目配置5%—30%、1—4小時的儲能項目，市場運行較爲成熟的山東、甘肅等地區，新型儲能調用水平進一步提升。但整體看，儲能實際調度次數遠不及預期，利用率仍然偏低。
根據中電聯2023年的調研，新能源側儲能配置時長爲1.6h，低於電網側儲能的2.3h、用戶側儲能的5.3h。新能源傾向選擇自建較爲廉價的儲能設置，儲能安全性無法保證，導致儲能非計劃停運現象嚴重。
根據《2023年度電化學儲能電站行業統計數據》，工商業配儲平均運行係數0.59(日均運行14.25小時)，平均等效充放電次數317次；新能源配儲平均運行係數爲0.09(日均運行2.18小時)，平均等效充放電次數104次。
中國電力企業聯合會發佈的《電化學儲能電站行業統計數據簡報（2024年一季度）》顯示，在第一季度中儲能電站整體利用情況好於2023年，儲能電站日均運行小時由3.12小時提升至4.16小時，平均利用率指數由27%提升至41%，仍有較大可發展的空間。
21世紀經濟報道記者也從一些業內人士處瞭解到，目前新型儲能項目的投資回報率普遍偏低。主要原因在於儲能項目的收益來源有限，而且存在一定的不確定性，如容量租賃費水平偏低、現貨市場或輔助服務市場收益不理想等。同時儲能項目的成本較高，包括技術成本和非技術成本如項目開發、土地、接入、併網驗收、融資等)，導致項目盈虧平衡難以保證。
此外，黃少中指出，儲能容量租賃方面缺少價格、租賃期限等政策指導，需靠供求雙方進行磋商談判，隨着成本下降，租賃費用也存在不斷降低和停籤協議的風險，導致租賃價格波動較大，市場缺乏統一標準，租賃期限較短，難以確保長期收益。
共享儲能電站與儲能價格機制建設將提速
黃少中指出，新型儲能具有建設週期短、選址靈活、響應快速、調節能力強等優勢，因此需要加強發展模式創新探索，解決儲能配比“一刀切”問題，提升儲能項目的經濟性和競爭力。例如，寧夏等地已經出現諸如“構網型”儲能項目，豐富了新型儲能的應用場景，更加契合構建新型電力系統的發展。
共享儲能帶來了新思路——通過第三方投資建設的集中式大型獨立儲能電站，不僅滿足自身需求，還爲其他新能源電站提供服務，從而實現資源整合。對於新能源發電企業而言，相比直接購買儲能設備，租賃儲能設備減少了自配儲能的成本與管理投入。
2023年，我國共享儲能裝機量大增，佔新增新型儲能裝機量的60%左右，其中寧夏是增長主力地區。目前，寧夏獨立共享儲能電站的盈利模式以“容量租賃+調峰輔助服務”爲主，一定程度上爲儲能項目提供了多元化的收入來源。但市場機制不健全、應用場景和盈利模式單一等問題仍然困擾着其進一步發展。
國家發展改革委、國家能源局、國家數據局在8月6日發佈的《加快構建新型電力系統行動方案（2024—2027年）》已經明確，將“改造升級一批已配置新型儲能但未有效利用的新能源電站”，還將建設一批共享儲能電站。在用好常規調節措施的基礎上，聚焦新型儲能優化系統調節能力。針對部分地區短期內新能源快速發展、系統調節需求快速提升的實際，科學開展調節能力需求分析，在確保安全的前提下，佈局一批共享儲能電站，同步完善調用和市場化運行機制，提升系統層面的電力保供和新能源消納能力。
中國化學與物理電源行業協會發布的《2024年度中國共享儲能發展白皮書》預計，2024年至2028年，共享儲能新增規模有望達60.64GW，到2030年，新增共享儲能市場佔比達到新增新型儲能規模的85%，累計共享儲能裝機規模將佔到累計新型儲能總規模的65%左右。
廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強告訴21世紀經濟報道，如果僅僅靠原來的電力市場機制難以保證新型儲能的合理收益，所以要加快建立新型儲能的容量電價機制，擴大儲能盈利空間，通過現貨節點電價、調峰電價等措施引導用戶“削峰、錯峰、移峰”，降低用電高峰期壓力的同時增加用戶積極性。
中國能源研究會能源政策研究室主任林衛斌也指出，目前國內儲能市場還不夠成熟，缺乏相關政策和市場規則的支持，使得儲能設備的利用效益和市場回報率難以保障。短期內可以探索儲能容量電價機制，結合新型儲能的系統功能採用多元化定價方式。
中共中央、國務院近期發佈的《關於加快經濟社會發展全面綠色轉型的意見》就在“深化電力價格改革”章節提出，要“研究建立健全新型儲能價格形成機制”。
林衛斌認爲，接下來應當完善獨立儲能參與電能量市場的交易機制，構建獨立儲能價格市場形成機制。建議已開展現貨市場建設的地區適度提高市場主體參與電力現貨電量的比例，擴大價格上下限。而在那些尚未啓動現貨市場的地區，進一步合理化調峰輔助服務費用，並儘快建立現貨交易規則，將獨立儲能納入其中。部分存在成本回收困難、調用次數偏低等問題的地區拓展獨立儲能企業的收益渠道，探索共享儲能容量租賃機制等新興商業模式，促進儲能企業的規模化發展。