新型储能产业的战略定位、发展趋势和国际变局.docx

新型储能产业的战略定位、发展趋势和国际变局火电是传统电力系统的“压舱石”，储能是新型电力系统的“压舱石”。新型储能可应用于发输配用各个环节，提高电力系统的灵活性、安全性和稳定性。通过储能产业价值规律、成长规律和组织规律的分析，有助于我们明确储能产业的战略定位，把握储能产业和技术发展趋势，并引导企业合理布局，积极应对国际变局。一、储能产业现状随着新能源发电规模的迅速增长和新型电力系统的启动建设，储能也开始进入快速发展阶段。根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，截至2023年末，我国储能项目累计投运装机总功率达92.667GW。其中抽水蓄能电站累计装机功率为59.565GW,占比64.28%；电化学储能项目累计投运规模为31.35GW,占比33.83%；蓄冷/蓄热储能项目累计投运规模为930.7MW,占比1%；其他技术储能项目（主要指飞轮储能、压缩空气和超级电容）累计投运装机功率共822.63MW,占比0.89%。2023年全球新型储能新增装机量约为35GW,同比增长72%,其中锂电池储能项目新增装机量为34GWo预计2024年全球新增储能装机规模将达85GW180GWh,中国新增储能装机将达34GW80GWh左右。截至2023年底，中国电化学储能项目累计投运规模达31.35GW68.70GWh,其中锂离子电池储能规模累计投运30.553GW,占比97.48%o图1显示从2017年“储能的春天”到来后，电化学储能项目开始快速增长。图1我国电化学储能项目历年投运规模及数量增长情况（数据来源：中国化学与物理电源行业协会储能应用分会）2023年，我国新能源产业继续保持一骑绝尘，风能、太阳能、储能、动力电池等各方向迅猛发展，装机规模、出货量、国内外交易额等增长明显，技术创新迭代升级加快,产业链水平在全球领先。储能在国家和地方多重利好政策的加持下成为我国战略性新兴产业。对于新型储能行业来说，2023年也是“危”与“机”并存的一年。回顾2023年国内新型储能的发展历程，一方面，储能电站遍地开花，各类应用场景储能项目层出不穷，建设规模和增长率屡创新高；另一方面，以磷酸铁锂电池为主的储能设备价格暴跌，产业结构性产能过剩，安全问题仍未杜绝，储能电站盈利水平尚不乐观，各类否定行业发展的声音也此起彼伏。因此，面对行业发展的“危”与“机”，需要我们能源人具备战略定力，认清规律，勇往直前,方能穿越迷雾，顺利实现“双碳”目标。二、储能产业的价值规律和战略定位火电是传统电力系统的“压舱石”，储能是新型电力系统的“压舱石”。尽管火电同样具有灵活性调节功能，但它只能放电，不能储电，因此在新能源发展规模较小时可以起到很好的调节作用，但若新能源大规模发展，仅仅依靠火电的“放电”调节是远远不够的，必须有具备“储电”和“放电”功能的储能技术参与调节。另外，火电与新能源发电存在发电量占比的直接竞争关系。因此，这就是新能源大规模发展的同时，火电需要有序退出（但不是完全退出）的技术原因。储能的主要作用是支撑新能源的大规模发展。若没有新能源的大规模发展，就不需要大规模的储能。新能源发电的不稳定性是新型能源的生产力特点，“生产力决定生产关系”：（1）在体制层面，新能源的不稳定性决定了仅仅依靠“计划经济手段”是行不通的，必须坚定不移地发展社会主义能源市场经济，推动电力体制改革，“还原能源的商品属性”，由政策电价逐步向市场电价发展，建设能源的市场价格体系，充分利用市场价格信号发展新能源和储能，建设新型电力系统；（2）在技术层面，不能仅仅依赖大电网结构的集中调度手段，必须尊重新能源快速发展的事实和规律特性，加快修订可再生能源法，出台考虑储能在内的新能源发电并网指导规范，积极配套建设储能和分布式能源等“新型电力系统的物理基础”，逐步形成分布式能源体系与大电网骨干架构体系互补的新型电力系统结构。产业价值规律反映了产业的横向发展趋势，即产业发展中的分解、融合、转移和集聚特点。储能的核心作用是促进新能源的消纳和大规模发展，但在不同的场景其具体的价值表现并不一样。储能应用于风电、光伏发电，能够平滑功率输出波动，储存高峰电力，降低其对电力系统的冲击，提高电站跟踪计划出力的能力，为可再生能源电站的建设和运行提供备用能源。目前大多数新能源发电强制配套建设的储能项目其实尚未成为真正意义上的新能源侧储能，因为储能电站和新能源场站虽然建在同一片区域，但它们分别被电力调度机构直接调用，储能并没有严格从属配合局域新能源的并网发电，发挥应有的价值。地方上新能源强制配套储能项目“只管生，不管养”的问题导致近两年储能电站等效利用系数只有6.1%左右,造成了大量的项目建设浪费。以青海省为例，2023年青海全省清洁能源装机突破5000万千瓦，占总装机93%,新能源发电量首次超过水电成为省内第一大电源。但2023年1至8月份，青海弃光率10.5%,高于同期全国平均水平1.7%,同时青海在晚上、冬天的用电缺口大，需从邻省购买高价火电来补充不足。青海省在2021年就发布政策开始实行“新能源+储能”一体化开发模式，要求新建新能源项目配置储能设备比例不低于10%、储能时长2小时以上，但事实上储能设施的配置未能充分提升新能源电力的利用率。截至2023年11月底，在青海海南州和海西州的两大“玻璃海”区域，仍有超过1000万千瓦已建成的光伏电站在排队等待并网。在运送通道不畅、消纳市场不足的情况下，储能配而不用，只能流于形式。因此，必须尽快取消新能源发电强制配套储能的不合理政策，改为由新型并网质量标准引导新能源发电企业自愿配置储能的方式，同时促进新能源发电和储能产业的健康发展。储能应用于电网侧，在提高电网调频能力方面，储能可减少因频繁切换造成的传统调频电源损耗；在提升电网调峰能力方面，储能可根据电源和负荷变化及时可靠地响应调度指令，并根据指令改变其出力水平。但目前网侧新型储能的价值发挥并没有得到合适的价格体现，大部分项目盈利困难。对于独立储能项目，除山东、广东等地，多数省份地区无法形成可观收益。以宁夏为例，其独立储能盈利模式为“容量租赁+调峰辅助服务”，目前容量租赁价格保持在105T50元kWh年区间，调峰辅助服务补偿价格上限为0.6元/kWh,参考近期的储能电站建设成本，假设电站年调用次数为300,容量租赁价格120元/kWh,首年租赁量为100%,后每三年递减5%,以20年的运营期计算，项目的IRR理论值仅为3.9%o因缺乏合理市场机制，收益模式单一，在容量租赁比例和调用次数降低的情况下，更无法保证利润。因此，存在以下几种可供探讨的方案：（1）行业主管部门做好顶层优化设计，各地方结合自身相应条件因地制宜做好储能产业规划，加强安全监督管理，对纳入规划中的建设储能电站项目（如5MW以上）要确保优先并网和公平调度，这是目前最保守也是最现实的方法，但面临公平性如何评估的问题。（2）所有界定为网侧电化学储能电站的建设项目借鉴已有抽水蓄能电站管理办法，包括引入电网股东架构、输配电价、两部制电价等，由电网公司主导建设。此方法中如何界定储能纳入输配电价范围是个难点。（3）作为渐进折中的方案，发展以分布式能源、智能微网、虚拟电厂为代表的二级“调度响应”平台，因为随着电化学储能度电成本的快速下降（2025年左右降至0.3元以下），“分布式光伏+储能”将逐渐会成为标配。但此方案仍然需要解决“隔墙售电”问题，面临一定的改革阻力。用户侧储能能够为用户提供可靠的应急电源，改善电能质量；或者利用峰谷电价的差价，为用户节省开支。但是需要指出的是，用户侧储能的核心价值在于应急需求，以及与虚拟电厂及分布式光伏匹配的支撑价值，峰谷价差套利并不是用户侧储能的核心价值诉求，而是需求侧响应的核心价值诉求。因此，仅靠人为计划地拉大峰谷价差，给出固定的政策电价，并不能真正地发展用户侧储能，同时会由于电价政策的调整直接影响用户侧储能的发展。例如，安徽省2023年12月发布关于进一步优化峰谷分时电价政策等有关事项的通知（征求意见稿），调整季节性尖峰电价，使得用户侧储能充放电模式随之调整，原本一充一放的月份一年只有2个月，其他月份均可实现两充两放，在电价政策调整后，一充一放的月份增加至5个月，使得用户侧储能投资收益受到影响，投资回收期延长。偏离核心价值诉求的布局方向可能会误导产业的发展，在未来形成一地鸡毛。因此，建议借鉴山西、广东及其他省份（局部地区）的试点工作经验，尽快由政策电价向市场电价发展，并打破隔墙售电壁垒，因地制宜发展分布式能源和虚拟电厂。三、储能产业的成长规律和发展趋势产业成长规律反映了产业的纵向发展趋势，即一个产业从萌芽、成长到壮大发展的整个过程，以及在此过程中体现出的特征。储能的核心是促进新能源的消纳和大规模发展。为满足新能源消纳需求，在一定弃能率下，储能发展规模和新能源规模将存在一定的正相关性。实证研究发现，储能/新能源合理配比（简称“储新比”）与地区的新能源出力特性强相关，增加新能源装机规模的同时，储能规模应同步增长，比例逐步提高，最终趋近于20%,但在不同区域这一比例会有一定变化。2020年，我国储新比6.7%,世界其他国家和地区15.8%o因此在2021年8月，能源杂志刊发双碳背景下中国储新比的发展趋势，文中提出必须尽快在最近两年扭转储新比下降的趋势，争取在2025年提高到210%,2030年提高到12%13%,2050年长期目标达到与全球其他国家和地区基本一致的水平（15%左右）。根据笔者调研，最近三年的产业实际数据，基本上符合上述判断：2021年中国储新比6.9%,2022年7.3%,2023年已上升至8.83%（92.667GW/1050GW）。到2060年，预计我国新能源装机将达5900GW,发电量占比超60%,煤电占比约7%（中国电器工业协会数据）。按储新比20%计算，2060年中国储能装机规模约1180GW,其中，笔者预计：抽水蓄能W760GW6000GWh,新型储能N420GW2500GWh；全球新型储能22400GW/1.47GWh0上述储能产业的发展进程会遇到一个重要问题，即如何处理“煤电有序退出”与“国资煤电保值”的关系？或者说，如何破解火电投资回收周期与双碳目标实现进程的矛盾？这其实也是中国能源转型进程中遇到的核心问题。我国煤电设备装机投资约1万5千亿元。在过去三年，我国煤电企业集体步入寒冬，2021年央企煤电业务亏损超千亿元；2022年全国火电续亏660亿元，行业内盈利力量最好的上市煤电龙头的业绩也逐步恶化，燃煤发电一度失去盈利能力。因此，2024年1月1日开始正式执行关于建立煤电容量电价机制的通知。通知将过去单一的煤电电价机制一拆为二，形成了“电量电价+容量电价”的两部制电价机制，容量电价明确了煤电固定成本回收机制，给煤电带来了上千亿元的收益补偿。与此同时，根据笔者调研，2023年光伏发电平均度电成本已降至0.3元以下，局部1类地区度电成本甚至低于0.2元，电化学储能度电成本降至0.50.55元。随着储能度电成本的进一步下降，分布式能源的发展将势不可挡。预计1类地区“分布式光伏+储能”的平均度电成本将有极大的概率在2026年前后降至0.45元以下。根据能源局发布数据，2023年中国火力发电仍然是绝对的主力,占据了全国发电量的69.95%,产出高达62318亿千瓦时，同比增长了6.10%o而太阳能发电产出2939.68亿千瓦时，虽然同步增长了17.17%,但总发电量只占3.3%。2023年，全国已有17个地方因为光伏发电的并网及消纳问题，纷纷出台政策，要么暂缓分布式光伏备案，要么明令分布式光伏不得开工、不予并网。新能源发展任重道远。因此，在光伏和储能成本下降迅速的产业背景下，以及近几年极端天气风险和战争风险骤升的情况下，希望火电的有序退出能够成为战略性的能源发展方向，并达成共识，从政策方向上推动包含储能和就地消纳因素在内的分布式能源的发展。新