2019年12月，在國家電網(wǎng)公司內(nèi)部發(fā)布的826號文，《關(guān)于進一步嚴(yán)格控制電網(wǎng)投資的通知》中規(guī)定：不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網(wǎng)側(cè)電化學(xué)儲能設(shè)施建設(shè)。
這意味著，曾在2018年以來呈現(xiàn)爆發(fā)式增長的電網(wǎng)側(cè)儲能，陷入“僵局”。儲能產(chǎn)業(yè)的未來將何去何從？
01 電網(wǎng)側(cè)儲能僵局
電網(wǎng)側(cè)儲能之所以會急轉(zhuǎn)直下，主要原因是其投資不能計入輸配電價，沒有人為投資掏腰包，自然就沒了方向。
眾所周知，之前電網(wǎng)側(cè)儲能所采用的是租賃模式，即業(yè)主建立儲能電站后，通過容量或電量租賃，由電網(wǎng)公司支付租賃費用。租賃期限則不等，租賃期限結(jié)束后，再由業(yè)主將資產(chǎn)移交給電網(wǎng)公司。這一模式的關(guān)鍵，是電網(wǎng)公司承擔(dān)了兜底的作用。正因如此，電網(wǎng)內(nèi)部希望將儲能資產(chǎn)歸入輸配資產(chǎn)，通過重新厘定輸配電價來疏導(dǎo)投資收益。
而隨著國家否定了儲能計入輸配電價和租賃制，對于電網(wǎng)公司而言，之前的租賃模式等于犧牲自己的利益來大規(guī)模投資電站，這顯然影響電網(wǎng)的積極性。
02 “新能源+儲能”，儲能產(chǎn)業(yè)的希望？
國網(wǎng)湖南省電力有限公司日前下發(fā)的《關(guān)于做好儲能項目站址初選工作的通知》顯示，為解決新能源消納問題，經(jīng)多方協(xié)商，目前湖南省28家企業(yè)已承諾為新能源項目配套建設(shè)儲能設(shè)備，規(guī)?？傆?88.6MW/777.2MWh，這相當(dāng)于2019年我國全年新增電化學(xué)儲能總規(guī)模的75%。據(jù)記者了解，這些配套儲能項目將與新能源發(fā)電項目同步投產(chǎn)。這是真的么？
“新能源+儲能”利于應(yīng)對新能源發(fā)電的波動性、隨機性等致命缺點，從而有力促進電力消納，被認(rèn)為是新能源未來發(fā)展的“標(biāo)配模式”。在此之前，青海、新疆、山東等地都有過類似嘗試。但無論是針對風(fēng)電場還是集中式光伏電站，無論是強制要求還是適當(dāng)獎勵，在政策落地和后續(xù)執(zhí)行上，先行先試的幾個省份均遇到一定阻力，效果并不理想，有的甚至被迫叫停。
湖南為何要求新能源開發(fā)企業(yè)“承諾”配置儲能呢？原因是湖南省風(fēng)電消納形勢相對嚴(yán)峻，電網(wǎng)企業(yè)是承擔(dān)消納責(zé)任的第一類市場主體，需承擔(dān)與其年售電量相對應(yīng)的消納量。“能源主管部門要考核電網(wǎng)消納指標(biāo)，但是又不明確具體的鼓勵政策，逼得電網(wǎng)只能去逼發(fā)電企業(yè)，進而把電網(wǎng)和發(fā)電綁在一起，給主管部門施壓。”
“新能源+儲能”的核心難題歸結(jié)為資金來源。錢誰出？事實上，在湖南長沙就建有國網(wǎng)系統(tǒng)最大規(guī)模的電網(wǎng)側(cè)儲能電站，電站總規(guī)模120MW/240MWh，一期建設(shè)規(guī)模為60MW/120MWh，一期投資便已超4億元。據(jù)測算，基于當(dāng)前湖南省的峰谷電價政策和目前的電池技術(shù)，該電池儲能電站在全壽命周期內(nèi)仍處于微虧狀態(tài)。
備受業(yè)內(nèi)關(guān)注的新疆光儲示范項目為例，也存在“賬算不過來的問題”。根據(jù)新疆光儲政策，是給儲能項目所在光伏電站每年增加100小時優(yōu)先發(fā)電電量，持續(xù)五年。這樣這100小時發(fā)電量大概每度電會多出幾分到一兩毛的收益，算下來，100MW的光伏電站，每年的收益會增加幾十萬元不等，這個收益也不足以支撐儲能的投入。
為了并網(wǎng)，電源企業(yè)的承諾是有了，后續(xù)能否順利推進，還要假以時日。核心關(guān)注點是儲能項目的投資回報預(yù)期，從前我們就說過，不以回報為目的的投資，都是耍流氓。
03 “尷尬”的儲能調(diào)頻
實際上，除了電網(wǎng)側(cè)，電源側(cè)之外，儲能在需求側(cè)響應(yīng)也曾被寄以厚望。相比較其他的儲能應(yīng)用場景，調(diào)頻輔助服務(wù)還是有政策支撐的，但是它的市場有多少大？
“積極推進電力輔助服務(wù)市場建設(shè)，實現(xiàn)調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)補償機制市場化。建立電力用戶參與承擔(dān)輔助服務(wù)費用的機制，鼓勵儲能設(shè)施等第三方參與輔助服務(wù)市場。”可以看出，在國家政策層面，儲能調(diào)頻一直是受到國家政策的重視和持續(xù)支持的，儲能聯(lián)合發(fā)電機組參與電力輔助服務(wù)已經(jīng)興起，而未來，依然會在國家政策的指導(dǎo)下快速前行。
從最初的電力輔助服務(wù)補償、到后來的報價模式、到近期的建立電力用戶參與承擔(dān)輔助服務(wù)費用的機制，可以看出國家對于儲能調(diào)頻是一個重點扶持到行業(yè)成熟后慢慢回歸公平市場交易平臺的過程，倡導(dǎo)儲能調(diào)頻的逐步實現(xiàn)其商業(yè)化的進程，最終走向其成熟的商業(yè)模式，是可以預(yù)見的。
在輔助服務(wù)調(diào)頻側(cè)，市場容量已接近飽和。以廣東火電AGC儲能調(diào)頻為例，根據(jù)多方資料初步統(tǒng)計，截至2019年4月，廣東區(qū)域該類項目至少達到13個。從投資的角度看，若這些項目今年全部投運，廣東AGC儲能調(diào)頻市場將接近飽和。多位業(yè)內(nèi)人士透露，“廣東AGC儲能調(diào)頻市場因為‘空間有限、窗口短暫’的時空逼仄特點，給決策者靜觀待變的緩沖期并不多”。
儲能輔助電網(wǎng)調(diào)頻的經(jīng)濟性遠(yuǎn)好于削峰填谷，投資回收期IRR可達到11%，甚至更高。但是目前對于儲能調(diào)頻的發(fā)展如果過度競爭，勢必會降低了投資的回報，也由于市場中越來越多的企業(yè)入場加大了行業(yè)競爭導(dǎo)致市場越發(fā)混亂。
這也必將引發(fā)行業(yè)健康發(fā)展的“尷尬”隱憂。
04 用戶側(cè)儲能的套利空間正在被擠壓
在用戶側(cè)，連續(xù)兩輪一般工商業(yè)電價大幅下降20%，導(dǎo)致峰谷價差套利空間進一步縮小，儲能的商業(yè)機會同樣難尋。同樣以廣東地區(qū)為例，居民生活電價可自愿選擇執(zhí)行峰谷電價或階梯電價，但受限于生活用電小，用電習(xí)慣彈性小等因素制約，居民戶用儲能不具備大規(guī)模推廣條件。
對商業(yè)綜合體、CBD、大型酒店等商業(yè)用戶而言，珠三角地區(qū)除深圳外均執(zhí)行固定的商業(yè)綜合電價，該政策下不存在峰谷價差，儲能峰谷價差套利的基本模式并不存在。
電池成本的下降空間要大于峰谷電價套利下降的空間，但峰谷電價對收益的敏感性要高于成本的影響。以江蘇南京的峰谷電價為例進行測算，一個10MWh的電化學(xué)儲能項目，稅后項目全投資收益率為6.7%左右，考慮項目在實施過程中一些不確定因素的變化，分別對電池價格、電價峰谷差、儲能電池全年運行天數(shù)做了單因素變化對內(nèi)部收益率影響的敏感性分析。其中電價峰谷差的提高或降低對IRR的影響最為敏感，其次是儲能電池全年運行天數(shù)，而電池價格的變化影響最小。
