天天热点！【专访】毕马威：新能源强配储经济性不显著，影响储能更快发展

时间：2023-04-13 15:39:42 来源: 界面新闻

从政策和市场活跃度来看，储能行业已成为2023年的热门赛道。

今年2月，国家标准化管理委员会和国家能源局联合印发《新型储能标准体系建设指南》，提出在今年制修订100项以上新型储能重点标准，用以支持新型储能产业安全、规模化发展。

截至目前，已有近30个省市推出了强制配储政策或“十四五”期间储能发展目标，包括山东、青海、山西、内蒙古等。据界面新闻记者不完全统计，到2025年，这些区域储能建设规模将接近54 GW。

【资料图】

海通国际证券指出，上述区域配储比例普遍在10%-20%，配储时长1-4小时，这将为新型储能的高装机增速“托底”。

在政策“托底”下，储能行业能否在2023年实现跨越式发展？政策落地和企业参与过程中又会面临哪些问题？

毕马威中国与中国电力企业联合会联合3月底发布的《新型储能助力能源转型》报告指出，行业正处于从商业化初期向规模化发展转变的关键期，经济性是储能下一程是否顺利发展的关键。

日前，毕马威中国能源及天然资源行业主管合伙人蔡忠铨、毕马威中国首席经济学家康勇，就储能热门话题接受了界面新闻记者的专访。

以下为采访内容，刊发时有所删节。

界面新闻：如何看待新能源强制配储这一“托底”政策？

蔡忠铨：新能源强制配储，是目前新型储能在发电侧的主要发展动力。在储能成本主要由发电侧承担、储能收益来源相对单一的情况下，发电企业出于经济性考虑，会更倾向于选择低成本储能项目，相对忽视性能和安全问题，传导到储能供应方，就会引发低价竞争问题。

根据毕马威咨询调研，当前新型储能产业链各环节企业典型毛利水平大多不超过30%，多家储能上市企业毛利率水平也出现下降趋势。长此以往，将导致整体市场无法实现良性出清，低成本低性能建设模式，也将给储能产业埋下安全隐患，破坏行业整体生态。

界面新闻：如何看待配储和经济性之间的平衡点问题？

蔡忠铨：新能源配储的经济性还不是很显著，影响了其更快地发展。中国电力市场化机制尚不成熟，新能源配储参与电力市场现货交易仍在探索中，容量补偿机制仍在研究制定中，缺乏统一、平等、稳定的储能容量回收机制，并且发电侧储能参与辅助服务市场条件不成熟。

另外，新能源配储利用率低。根据中国电力企业联合会的调研，为新能源配置的储能项目，等效利用系数仅为6.1%，在电化学储能各种应用场景中利用系数最低。

电化学储能水平等效利用系数为12.2%。其中，火电厂侧储能等效利用系数为15.3%，电网侧储能等效利用系数为14.8%，用户侧储能等效利用系数为28.3%。

界面新闻：从电网侧看，储能成本高昂且很难传导到用户侧，问题的根源是什么？如何解决这一问题？

蔡忠铨：电网侧调峰、调频等储能装机的收益，主要来自于辅助服务补偿，辅助服务的补偿方式和分摊机制由各地区按照“谁提供、谁获利；谁受益、谁承担”的原则，制定相关细则。

但由于电网侧储能技术需要满足大容量、高效率、长寿命等要求，进而需要较高的研发投入，而这些成本都需要电网侧承担，叠加电力系统的负荷和电量波动性较大，用户需求的不确定性导致储能系统的运营成本和风险增加。

另外，由于电力市场不完善，电价受到政策等因素影响，电网侧储能无法通过提高价格把储能成本传导至用户侧。

结合国外市场经验来看，中国电网侧储能亟需开拓容量成本回收机制和电力现货市场，以完善成本疏导机制和扩大收益来源。通过引入容量成本回收机制，可以将辅助服务成本合理传输到用户侧。

容量成本是指储能系统中与储能容量相关的设备和施工成本。容量成本回收机制包括容量成本补偿机制、稀缺定价机制和容量市场三类。例如，我们可以借鉴智利的容量成本补偿机制。目前山东已率先尝试这一机制。

之前，山东的容量补偿电价标准为99.1元/兆瓦时，如今容量补偿电价按峰谷系数进行调整，避免了定价过低起不到激励作用，定价过高会增加用户成本的难题，能够更好地激发容量市场活力。将储能补偿费用平摊至用户侧，储能建设项目至少能获得容量补偿电价的“保底收益”。

界面新闻：如何看待共享储能模式？其商业盈利模式、配储成本传导等方面存在什么问题？

康勇：共享储能电站，即电站资源不专属于某一新能源站或电网，而是以电网为纽带，将独立分散的电网侧、电源侧、用户侧储能电站资源整合，并统一协调服务于网内所有新能源站，推动源网荷各端储能能力全面释放。独立储能电站，即为行业内通常理解的共享储能电站。

独立储能电站的收益渠道包括容量租赁收入、容量电价收入、电力现货交易收入和辅助服务收入等。

但是这些渠道并没有在全国推广，只是部分省市在进行试点，不同省市独立储能收益模式略有不同。由于各地市场规则不同和储能本身的运行特点，多数情况下储能不能得到全部渠道的收益，只能同时获得其中部分收益。

政府正出台政策积极推动共享储能参与市场化交易。未来随着新能源发电占比的提升，部分省份电力现货市场的峰谷价差有望继续拉大，从而进一步提升储能项目盈利空间，促进独立储能的发展。

界面新闻：对2023年的储能市场如何看待？

康勇：在需求、政策和资本的共同推动下，储能进入发展的快车道，预计今年将保持快速发展。

一是随着可再生能源发电的不断增加，对电力系统的稳定性和可靠性的要求越来越高。储能系统不仅可以提高电力系统的供电质量，也可以在系统故障时提供紧急备用电源，确保电力系统的安全稳定运行。

二是政府对储能产业的支持政策将继续加码，包括对储能项目的补贴、对储能技术研发的资金支持等。

三是储能已成为资本市场热门赛道，持续获得资本青睐。储能尤其是以电化学储能为代表的新型储能，具有技术成熟、建设期短、成本相对低等优势，成为储能赛道的热点，吸引了大量资本流入。

随着不断推进“双碳”目标和新型能源体系的建立，预期未来储能市场，特别是新型储能有广阔的发展空间。不过，短期内也需要关注储能市场收益模式单一、储能系统安全性仍需进一步提升等挑战。

界面新闻：储能能否接过电动车，成为动力电池领域新的增量主力？

康勇：储能电池的主要应用场景包括发电侧新能源配储、电网侧储能和用户侧储能等。

随着可再生能源发电的增加和储能产业政策利好的推动，储能电池将成为动力电池领域新的增量市场，但储能电池要成为动力电池领域增量主力，仍需要继续投入更多的研发、开拓更多的应用场景。

一是技术创新，储能电池需要不断创新，提高储能效率、延长储能时间等，以满足市场需求。二是降低成本，储能电池的成本是制约其应用的因素之一，未来需推动储能电池成本进一步下降。根据云南省能源研究院数据，对于锂电池电化学储能电站，电池设备购置费约占87%。

三是扩大市场需求。新能源汽车电池已经是动力电池领域的主要增长点，但是储能电池还处于发展初期阶段，市场需求相对较小。

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