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市場火爆不能掩蓋一切問題，儲能到了必須思考下一步如何走的關(guān)鍵時期。
在李安導(dǎo)演的電影《比利·林恩的中場戰(zhàn)事》中，伊拉克戰(zhàn)場上的英雄士兵比利·林恩受邀在橄欖球公開賽的中場表演中登場。經(jīng)歷了華彩斑斕的表演、毫不吝嗇的贊譽之后，比利·林恩卻在榮譽和夸耀中陷入了迷茫和困惑。如何在紛繁復(fù)雜的局面下尋找到正確的
新技術(shù)不可否認(rèn)的是，越來越多的新玩家參與儲能市場帶動了新技術(shù)的進步。 儲能是指以設(shè)備或介質(zhì)為容器存儲能量，并在不同的時間空間釋放能量的過程。廣義上，儲能包括電儲能、熱儲能和氫儲能三類。電儲能是最主要的儲能方式，按照存儲原理的不同又分為電化學(xué)儲能和機械儲能兩種技術(shù)類型。其中，電化學(xué)儲能是指各種二次電池儲能，主要包括鋰離子電池、鉛蓄電池和鈉硫電池等；機械儲能主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能等。 在我國，因成本低、壽命長、技術(shù)成熟，抽水蓄能是應(yīng)用最廣泛的成熟儲能技術(shù)，但受地理環(huán)境制約、投資高、建設(shè)周期長等影響發(fā)展?jié)u緩。特別是各地對于新能源配儲比例做出強制要求以后，以鋰電池為主的電化學(xué)儲能迎來爆發(fā)性增長。2022年，鋰電新增投運裝機規(guī)模首次突破7GW，多家主流廠商為儲能開發(fā)了專用300Ah以上大容量電芯，個別廠商的新品電芯單體容量已達(dá)到560Ah。 但鋰電池在能量密度、安全性等問題上始終無法突破。2022年6月29日，國家能源局發(fā)布《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項重點要求(2022年版) (征求意見稿) 》。其中明確提出為防止電化學(xué)儲能電站火災(zāi)事故，中大型電化學(xué)儲能電站不得選用三元鋰電池、鈉硫電池。同時鋰離子電池不得設(shè)置在人員密集場所，不得設(shè)置在有人居住或活動的建筑物內(nèi)部或其地下空間。 這是鋰電池在儲能領(lǐng)域發(fā)展的透明天花板，但也是更多新型儲能技術(shù)發(fā)展的契機。 新技術(shù)投資不僅正在遍地開發(fā)，并且取得了顯著的進步。資源分布更高、安全性更強、對鋰電儲能形成直接替代的鈉離子電池技術(shù)得到了大批鋰電企業(yè)的布局，首批GWh產(chǎn)線正式投產(chǎn)。壓縮空氣儲能加速發(fā)展，首個100MW先進壓縮空氣儲能電站并網(wǎng)發(fā)電，單機規(guī)模正向 300MW功率等級方向加速發(fā)展，二氧化碳儲能驗證項目投運，新增壓縮空氣儲能項目(含規(guī)劃、在建和投運)接近10GW。液流電池技術(shù)路線多點開花，首個100MW全釩液流電池并網(wǎng)發(fā)電，首個吉瓦時級全釩液流電池項目正式開工。鋅基液流、鐵基液流技術(shù)逐漸走出實驗室。飛輪等短時高頻技術(shù)的應(yīng)用需求持續(xù)增加，已有300MW+的項目處于規(guī)劃在建中。 旺盛的需求背后，儲能技術(shù)的發(fā)展速度得到了提升，與此同時，新技術(shù)的商業(yè)化運用也在提速。多種新型儲能技術(shù)已經(jīng)開始逐步從示范試驗走向商業(yè)化應(yīng)用的新階段。 據(jù)統(tǒng)計，2022年，新型儲能項目數(shù)量相比去年新增200%以上，百兆瓦級項目成常態(tài)，20余個投運、400余個規(guī)劃/建設(shè)中，其中7個GW級項目；首個百兆瓦液流電池項目并網(wǎng)，首個吉瓦時級項目開工；壓縮空氣由100MW向300MW功率等級加速發(fā)展；最大規(guī)模鈉離子電池項目開建；短時高頻技術(shù)需求增多。 從技術(shù)角度來看，電化學(xué)儲能和物理儲能包含了十幾種不同的細(xì)分技術(shù)路線，而每一個技術(shù)路線都有其獨特的技術(shù)優(yōu)勢。 專注鋅鐵液流電池研發(fā)的緯景儲能相關(guān)負(fù)責(zé)人就對《能源》雜志表示，儲能應(yīng)用場景的多樣性決定了儲能技術(shù)的多元化發(fā)展，儲能的形式和種類也會更加豐富。無論是液流電池儲能，還是鋰電池儲能，不同的儲能技術(shù)未來將在萬億賽道里承擔(dān)不同的價值，共生互補。 以液流電池為例，其作為電化學(xué)儲能分支，普遍具有極安全、長時儲能、循環(huán)次數(shù)長等特點。因此在安全性、儲能時長與全生命周期的度電成本方面，液流電池更具優(yōu)勢。 而飛輪儲能是一種高功率密度、高可靠性、長壽命、環(huán)境友好的儲能技術(shù)，特點是全磁懸浮，能耗小、響應(yīng)快、壽命長、充放電循環(huán)次數(shù)次數(shù)高，充電和放電之間的轉(zhuǎn)換可達(dá)毫秒級，能有效適應(yīng)電網(wǎng)快速調(diào)頻的需求。 在華馳動能執(zhí)行總裁孟德超看來，儲能市場需求非常大并且需求多樣化、細(xì)分，因而多種新型的儲能技術(shù)都能找到屬于自己的生存空間。事實上，滿足電力市場靈活性的需求，儲能是眾多方案中的重要一類，其中包括部門耦合方案。一些應(yīng)用情景需要快速響應(yīng)，因此需要響應(yīng)時間短的技術(shù)。 華馳動能在2021年11月參與了全國內(nèi)第一個全容量飛輪儲能-火電聯(lián)合調(diào)頻工程、全球單體儲電量最大、單體功率最大的飛輪儲能項目，飛輪的結(jié)合將改善火電機組的調(diào)頻性能，提供電力輔助服務(wù)、支持大電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行。 儲能應(yīng)用場景的多樣性決定了儲能技術(shù)的多元化發(fā)展，儲能還可以與其他能夠提升高比例可再生能源下電力系統(tǒng)靈活性的技術(shù)相結(jié)合，其應(yīng)用的形式和種類也會更加豐富。 無論是液流電池儲能，還是鋰電池儲能，不同的儲能技術(shù)未來將在萬億賽道里承擔(dān)不同的價值，實現(xiàn)耦合。比如抽水蓄能、壓縮空氣儲能、儲熱蓄冷、各類容量型電池等儲能時長大于4h，屬于長期儲能，可用于電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻、備用容量等。 短期、中期儲能，如鉛酸電池、部分鋰電池、電磁儲能，儲能時長在2h以下，可用于調(diào)峰調(diào)頻、平滑出力、緊急備用等。 也就是說，多種技術(shù)的組合應(yīng)用有助于最大限度的發(fā)揮儲能的作用。但對于當(dāng)下的中國儲能產(chǎn)業(yè)來說，類似這樣的設(shè)想僅存在技術(shù)上的合理性，難以驗證商業(yè)性。 缺乏商業(yè)模式，這無疑是中國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展最為老生常談的問題。無論是調(diào)峰、調(diào)頻，亦或是黑啟動、備用，儲能都無法從相應(yīng)的服務(wù)中獲得對應(yīng)的收益。因此任何的技術(shù)合理性、高效結(jié)合，都不存在發(fā)展的可能性。 隨著技術(shù)進一步的成熟，儲能系統(tǒng)的一次性投資將迎來進一步的下降，再加上新技術(shù)的快速迭代，我們能否探索出更多的商業(yè)模式？ 這不僅僅是依靠政策的推動，而是形成一股由內(nèi)而外的市場自驅(qū)力。 新模式 2022年，鋰電池市場（儲能+新能源汽車）的火爆推高了原材料的價格。電池級碳酸鋰價格和磷酸鐵鋰價格維持高位，碳酸鋰價格一直維持在30萬元/噸-61萬元/噸之間，全年均價是2021年均價的3.8倍，磷酸鐵鋰2022年全年均價是2021年均價的2.5倍。 鋰電池上游原材料上漲迅速，導(dǎo)致下游成本壓力激增，特別是下游投標(biāo)價格不斷在觸底，而其本身商業(yè)模式一直尚未清晰，也給儲能行業(yè)的規(guī)模化發(fā)展帶來了較大的挑戰(zhàn)。 在政策催生下，風(fēng)光項目配儲基本成為硬性指標(biāo)，配儲比例一般為新能源項目裝機規(guī)模的10%-20%。也就是說，目前新能源配儲政策推動下，多地采取“一刀切”式的配置標(biāo)準(zhǔn)，部分地區(qū)將配儲能作為新能源建設(shè)的前置條件，甚至將新能源配儲視為拉動地方經(jīng)濟的救命稻草。 在此基礎(chǔ)上，各省規(guī)劃的新型儲能發(fā)展目標(biāo)合計超過6000萬千瓦，是國家能源局《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》文件中提出的2025年達(dá)到3000萬千瓦目標(biāo)的兩倍。 與“熱鬧”的市場形成對比的是，根據(jù)中電聯(lián)發(fā)布的《新能源配儲能運行情況調(diào)研》顯示，新能源配儲普遍存在利用率不高的問題。 從儲能運行策略看，新能源配儲至多棄電期間按照“一天一充一放”運行，個別項目存在僅部分儲能單元被調(diào)用、甚至基本不調(diào)用的情況。從儲能等效利用系數(shù)看調(diào)研電化學(xué)儲能項目平均等效利用系數(shù)為12.2%，新能源配儲系數(shù)僅為6.1%，火電廠配儲能為15.3%，電網(wǎng)儲能為 14.8%，用戶儲能為 28.3%。 在我國，調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務(wù)和峰谷電價套利是新型儲能當(dāng)前最主要的收益渠道。目前，中國已有20余省份啟動電力輔助服務(wù)市場，但都在市場建設(shè)初期，主要的交易品種就是調(diào)峰，部分地區(qū)輔以調(diào)頻。 然而，由于缺乏穩(wěn)定、可持續(xù)的盈利機制，配儲帶來的投資顯著拉低了風(fēng)光項目的收益率，毫無疑問制約著儲能由商業(yè)化初期到下一階段規(guī)模化發(fā)展。比如近期山東儲能的容量補償標(biāo)準(zhǔn)大幅下降，企業(yè)收益受到較大影響，不利于投資決策。 在歐美相對成熟的電力市場中，儲能已經(jīng)探索出了較為明晰的盈利模式。以美國儲能市場為例，儲能應(yīng)用場景包括表前（Front of the Meter，F(xiàn)TM）和表后（Behind the Meter，BTM）。 對應(yīng)于國內(nèi)應(yīng)用場景的劃分，表前通常指電網(wǎng)側(cè)和發(fā)電側(cè)儲能；表后指用戶側(cè)儲能，包括家庭和工商業(yè)儲能。其中表后儲能市場用戶可以獲得一定數(shù)目的成本補貼，疊加峰谷套利等手段，具備良好的經(jīng)濟性。 對中國更具參考意義的是美國表前儲能市場更為成熟的模式。 目前美國表前側(cè)儲能市場分屬于不同的區(qū)域電力市場，目前較大的為PJM市場、CAISO市場、ERCOT市場等，儲能的市場供給參與方包括IPP（獨立發(fā)電商）、IOU（投資者擁有的公用事業(yè)端）等。 2018年，美國FERC發(fā)布841號法案，要求電力系統(tǒng)運行商消除儲能參與容量、電能量和輔助服務(wù)市場的障礙，使得儲能全方位地參與電力市場。 美國表前儲能項目獲得收益的渠道主要有電能量市場、電力輔助服務(wù)、峰谷套利和輸配電價。參與電能量市場是通過日前和實時市場競價，獲得出清收益；參與電力輔助服務(wù)包括調(diào)頻、備用、黑啟動等，其中調(diào)頻和備用可以通過日前市場和實時市場進行競價，最終根據(jù)實際出清價格獲得收益，黑啟動主要通過簽訂長期協(xié)議獲益。 這一連串的“組合拳”打下來，讓美國儲能項目擁有了全方位的盈利手段。這也讓美國儲能裝機保持了高速增長。 2021 年美國新增儲能裝機達(dá)到3.58GW/10.5GWh，新增容量同比增長達(dá)到204%，連續(xù)兩年200%以上，長期保持超高增速。2022年，美國新增儲能裝機4798MW/12181MWh，同比增長34%/12%。伍德麥肯錫預(yù)計2023-2027年美國新增儲能裝機規(guī)模將達(dá)74.2GW/241GWh。 甚至在ERCOT市場，市場主體、開發(fā)商們已經(jīng)開始討論儲能市場飽和的相關(guān)問題了。Modo Energy首席執(zhí)行官Q(mào)uentin Draper-Scrimshire表示，明年夏天ERCOT市場的儲能裝機可能達(dá)到飽和狀態(tài)，表現(xiàn)為裝機容量超過了輔助服務(wù)市場的需求。 盡管更多的企業(yè)表示儲能市場飽和是短期現(xiàn)象，并不影響ERCOT對儲能的長期需求，但這也無疑從側(cè)面反映出健全市場模式下儲能發(fā)展會具有更強大的自驅(qū)力。 2022年8月，美國通過的《通脹削減法案》(Inflation Reduction Act of 2022，簡稱IRA)中規(guī)定，儲能可以正式以獨立主體身份獲得最高70%的投資稅收抵免，不再必須與太陽能發(fā)電配合使用，這將會進一步激勵更多的投資方建設(shè)獨立儲能項目。 中國也在不斷探索嘗試增加新型儲能的收益渠道。例如山西能監(jiān)辦此前印發(fā)《山西電力一次調(diào)頻市場交易實施細(xì)則（試行）》，表示從 2022年7月1日起，正式開啟電力一次調(diào)頻市場，獨立儲能電站可將部分容量與風(fēng)光企業(yè)簽約，剩余部分還可以獨立身份參與一次調(diào)頻市場，有效增加獨立儲能的利用率。 共享儲能是當(dāng)下新能源配儲的一種折中方案。共享儲能是由第三方投資者建設(shè)的大型獨立儲能項目，新能源項目投資方可以通過租賃獨立儲能的部分容量來滿足政策強配要求，每年僅需向獨立儲能項目支付一定的租賃費。 對于新能源項目投資方來說，共享儲能模式既滿足了要求，又減少了初始投資巨大的現(xiàn)金流壓力；而對于共享儲能投資方來說，獨立儲能電站的收益模式更多，投資回報率更高。因此共享儲能模式成為一時風(fēng)潮。 除了租賃給新能源項目滿足政策配儲要求，獨立儲能還可以配合電網(wǎng)側(cè)的調(diào)峰調(diào)頻調(diào)度，獲取補償收益；也可以與傳統(tǒng)機組配合——即火儲聯(lián)調(diào)——增加傳統(tǒng)機組調(diào)頻性能，獲取輔助服務(wù)收益。當(dāng)然，獨立儲能也可以利用最古老的峰谷價差模式，在電能量市場中套利，并在部分省份獲得容量電價補償收益。 在戶用儲能方面，我國戶儲的收益模式與海外類似，以峰谷價差套利和增加光伏自用比例為主。 如果工商業(yè)企業(yè)建設(shè)分布式光伏電站的話，配置儲能可以將原本用于并網(wǎng)的電儲存自用，增加光伏發(fā)電自用比例，從而節(jié)約電費。 至于峰谷價差套利，則是傳統(tǒng)的谷電時期儲能充電，峰電時期放電。峰谷價差越大，收益越好。政策上，我國不斷推進擴大峰谷價差，部分省份如廣東、浙江、內(nèi)蒙古、河北等推行尖峰電價，進一步擴大峰谷價差。 不過，這些探索也都只是處于剛剛起步的階段。伴隨著電力市場改革的步伐，設(shè)計更多的交易產(chǎn)品和更為細(xì)化的市場規(guī)則也是當(dāng)下新型儲能拓展收益渠道的迫切需求。就從最簡單的峰谷差套利來說，政策性的峰谷價差在市場化條件下并不太多的存在。儲能項目需要更多的適應(yīng)市場變化。 當(dāng)前，抽水蓄能已經(jīng)開始享受容量電價機制，但新型儲能卻沒有相應(yīng)的容量電價機制。新型儲能電源和負(fù)荷雙重屬性使其參與市場身份難以界定，獨立價格機制的形成難度很大。 國家尚未針對新型儲能出臺專門的價格政策，不同場景下新型儲能發(fā)揮的作用不盡相同，商業(yè)模式也有較大差別。“應(yīng)該允許儲能參與多類市場，體現(xiàn)其多重效益的疊加。在新型電力系統(tǒng)，增加服務(wù)品種，比如快速爬坡、黑啟動等，各個省份應(yīng)根據(jù)當(dāng)?shù)刈陨淼那闆r，設(shè)置相應(yīng)的市場規(guī)則。”劉為建議道。 新型的儲能商業(yè)模式的建立有待于電價機制有待進一步完善，更多儲能市場規(guī)則的落地，推動儲能作為獨立主體參與長期交易市場、電力現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場中來。 在保障電力系統(tǒng)安全和市場平穩(wěn)有效運行的前提下，推動各類市場盡早向儲能開放市場準(zhǔn)入，在市場開放順序方面，建議近期鼓勵儲能參與輔助服務(wù)市場，中遠(yuǎn)期將儲能納入電力現(xiàn)貨市場，同時探索建立容量補償機制或容量市場，有利于儲能獲取穩(wěn)定收益。 在劉為看來，對于儲能企業(yè)而言，需要的是踏踏實實研發(fā)技術(shù)，提升產(chǎn)品競爭力，樹立良好品牌，修煉更醇厚的內(nèi)功，迎接成熟市場機制的到來以及與之相匹配的商業(yè)模式建立。 （《能源》雜志新媒體中心孫一凡、鄭威廉對本文亦有貢獻(xiàn)） |
