新型儲能的狂飆與變局
(一)新型儲能的狂飆
儲能歷年累計裝機(MW，數據參考：CNESA)
根據中關村儲能聯盟數據， 2022年中國新型儲能產業繼續保持高速增長，全年新增裝機7.3GW/15.9GWh，同比增長200%，重新回到全球第一，也首次實現年新增容量超過10GWh。知名媒體平臺“儲能與電力市場”也披露，今年上半年國內并網總容量為7.59GW/15.59GWh，規模接近去年全年水平。
相對于實際裝機增長，招標數據和規劃數據的指引更能體現儲能行業的繁榮。根據“儲能與電力市場”統計數據，2023年上半年儲能采購總量就已達到35GWh，超過去年(約44GWh)的3/4。中關村儲能聯盟統計，已有24個省(市)明確了“十四五”新型儲能建設目標，規模總計64.85GW;10個省(市)先后發布了新型儲能示范項目清單，規模總計22.2GW/53.8GWh。預計理想場景下2023年我國新增儲能裝機將達到18GW，儲能的爆發期正式到來!
新增裝機狂飆的同時是建設成本的快速下降，其動力既來自于上游降價，另外也反映了電池儲能行業方興未艾之時就已極致內卷的現狀。根據近期中能建2023年度磷酸鐵鋰電池儲能系統集中采購結果，2小時儲能系統入圍最低報價0.996元/Wh，中標候選人報價范圍為0.996-1.15元/Wh;4小時儲能系統入圍最低報價0.866元/Wh，中標候選人報價范圍為0.886-1.081元/Wh，比年初下降超過30%。
(二)冷思考：市場與技術的新變局
但是，新型儲能在“外熱”的同時，“內冷”的因素也在積累。筆者認為，相對較為薄弱的市場驅動力，當前新型儲能的投資熱情更多來自以下三點: 一是各地相繼推出的新能源按比例強制配儲能的拉動;二是部分地區政策促進和示范項目的推動;三是各能源企業對于搶灘新賽道的提前布局。
但是，由于成熟商業模式的缺位，首輪投資熱潮也帶來了相當多的負面作用：一是不論是新能源強配儲能，還是獨立儲能項目，由于沒有收益渠道，投資商必然進行嚴格的成本控制，產品供應端很多儲能企業盈利能力差，也出現了劣幣驅逐良幣的不合理競爭現象;二是新型儲能異化成新能源并網“路條”，普遍的利用率低損害了各界對以鋰電池為主力的儲能技術路線的信心;三是產業發展沖動居前，并未很好匹配電網對儲能并網安全、技術的標準化要求，本質安全的缺失使鋰電池儲能系統仍難以被電網運行體系所接受。
宏觀敘事層面，新型儲能的快速增長讓我們欣喜，但本質上儲能的首輪投資熱情是以試驗示范為主，經歷過這一輪以鋰電池為主的示范項目之后，投資人和運營商等主體已經完成了一場普遍的市場教育。所以，在微觀認知層面，潮水退卻對事物本質的認識越發清晰，越來越多的儲能投資商趨于理性，對于后續投資的跟進，需要更加確定的收益方式和更為成熟的技術路線。
所以，筆者認為新型儲能市場將在商業和技術領域迎來重大變局!實現行業的高質量長遠發展，建立具備自我造血能力的市場機制是前提條件，否則第二批投資涌入可能難以為繼。特別對于沒有新能源配套的獨立儲能運營商，更將相對確定的收益作為投資決策的前提條件。而關于未來的投資方向，很多運營商開始尋求更穩妥的技術，對電網運行更加友好、安全性能更高的長時儲能，可能迸發出更大的潛力。近期，能源局發布《關于開展新型儲能試點示范工作的通知》，試圖繼續以試點示范項目推進儲能技術、市場的成熟，從申報的項目來看，壓縮空氣、液流電池、飛輪等儲能形式占比更高，也體現了行業“思變”的趨勢。
辯證分析儲能的確定性收益
隨著新型電力系統的推進以及電力市場改革的深入，關于新型儲能的商業模式，故事是越講越復雜，學費也越交越多，這也是投資商迫切希望獲得確定性收益的原因。但當下的輔助服務市場、現貨市場以及新能源短期租賃，均存在不同程度的風險，并不能使儲能收益可靠兌現，所以投資商逐步從短期市場的風險收益轉向長期市場的相對固定收益，而對于收益率的要求可能穩步走低，這也符合當下大的經濟環境變化。但筆者認為，在云譎波詭的電力市場大潮中，并不存在完全的確定性收益，而是需要不斷提高技術和成本競爭力，才能尋找到不確定性背后的確定性因素，同時通過支付方式的轉換降低投資風險。
(一)長遠來看現貨市場收益的確定性
新型儲能作為獨立現貨市場主體參與市場競爭獲利，被認為是新型儲能盈利的最終極模式。但通過當前實踐，該部分收益仍無法作為新型儲能可靠收益來源。一則是短期市場價格波動較大，收益具有較大的不確定性。二則是我國對于中長期市場和現貨市場的電量、電價限制，使現貨市場的作用無法充分發揮，儲能失去了獲得“稀缺電價”收益的機會。目前，儲能行業投資商普遍來自新能源，適應了“保量保價”的經營模式，屬于風險厭惡型，現貨市場的短期收益無法激勵進行長期的新型儲能投資。
投資人對于現貨市場收益的接受度除了收益不確定之外，也來自于新型儲能能否公平參與現貨市場，并按照現貨市場分時價格進行電量結算的質疑，同時需嚴格落實“獨立儲能電站向電網送電的，相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金”的政策。
但隨著新能源滲透率的提升，現貨市場上的確定性在增大：一方面由于新能源功率的波動性和間歇性，新能源滲透率增加帶來調節電源的日益稀缺，日內峰谷價差增大是必然趨勢;二是新能源發電具有同時性，尤其是光伏帶來的“鴨形曲線”，日內間歇性缺電和電力富余交替出現的規律更加明顯，而且時段顯著增長，對于儲能充放電策略安排更加有效。
當前蒙西現貨市場價格體現了這一典型趨勢，以呼包東為例，過去一年(2022年6月-2023年5月)現貨市場分時價格曲線呈現出明顯的“鴨形曲線”規律;低電價和尖峰電價時長均增加，低于1元/MWh的時長達到600小時，而1400元/MWh以上的時長也超過600小時;峰谷價差較大，年度平均分時電價峰谷差就超過0.5元/kWh，按照8760曲線模擬，如果獨立儲能作為主體參與現貨市場，在日內“一充一放”策略下，理想情況下4小時儲能系統日度電收益超過0.5元/kWh，2小時系統的收益更高。盡管由于現貨市場價格預測不準將帶來收益的折扣，但蒙西現貨市場收益已具有較高的確定性。
隨著現貨市場加速推進，接受現貨市場環境是所有新能源及儲能運營商必須面對的現實問題。當更多的主體參與現貨市場博弈時，將形成一個理性的成熟市場，現貨市場的平均收益將回歸整體平均成本，只要運營商保證技術的一定先進性和現貨市場運行策略的有效性，將有效防控現貨市場風險。在持續的現貨市場實踐中，參與市場的意識以及市場風險管理能力將持續提升，當前認為的非確定收益也將逐步被投資人認可，但這需要公開、透明的市場環境。未來隨著新能源比例的增長，以及現貨市場限價放開，現貨市場峰谷價差將逐步增大，有利于儲能獲得更多的“稀缺電價”收益。
(二)當下仍需建立容量采購機制
當前我國僅首批現貨市場試點省份實現了連續試運行，新型儲能參與現貨市場更是僅在山東等少數市場有成功案例，現貨市場收入尚無法支撐儲能成本的回收。而其它短期市場，如調頻等輔助服務市場也無法以短期收益激勵長期儲能投資，而且輔助服務市場處于更加快速的變化調整中，其本身容量也有限。所以，在儲能發展的初級階段，如何發揮容量采購機制作用，釋放長期收益預期，是避免新型儲能增長失速的唯一出路。
1.電網替代性儲能納入輸配電價回收何時進入執行階段?
2021年7月，國家發改委、能源局發布《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，提出探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收。從而點亮了行業的期待：具有替代性、公共屬性的新型儲能電站有可能參照抽水蓄能，以兩部制電價的方式將成本納入輸配電價。
但時至今日，仍無具體實施細則出臺，筆者認為：一則由于新型儲能成本較抽水蓄能電站成本高出很多;二則新型儲能電站的技術、安全、建設標準并不健全，無法完全滿足電網對于調節性電源的運行要求，難以像抽水蓄能納入電力系統調度體系。
盡管容量電價機制對于促進調節電源投資作用最為明顯，但“一廠一價”的特殊定價方式，對有效運行的監管難度，以及容易形成電網企業對投資的壟斷等問題，也引發了對容量電價機制的爭議。而根據新的輸配電價改革趨勢，系統調節成本屬于嚴格控制部分，新型儲能未來簡單通過納入輸配電價獲得穩定收益將更加困難。
2.新能源租賃模式
新能源按比例強制配儲衍生了獨立儲能電站容量租賃模式，通過將全部或者部分容量租賃給新能源電站等需求方，承租人按照容量進行付費，形成了由新能源購買的中長期容量市場，也為儲能電站提供了較為穩定的收益渠道。
但現階段，各地缺乏容量租賃的定價標準。此前，河南出臺了政府層面的指導建議價格200元/kWh·年，廣西為160元-230元/kWh·年，山東租賃費用為330元/kW·年，新疆容量租賃為300元/kWh·年，其付費方式和標準均有較大差異。
由于新能源強制配儲能政策引發了較大爭論，其延續性存疑，所以容量租賃僅被新能源作為并網的權宜之計，很難形成長期固定合同，租賃期無法覆蓋新型儲能運營期。同時，對于新能源而言，租賃的容量僅是為了并網的“路條”，其實際運行效果難以發揮，而真實的系統調節成本，仍有相當部分由新能源進行分攤，使新能源支付了雙重成本，也造成了資源的浪費。
3.政府采購模式
在上述兩種模式之外，美國加州、部分歐洲國家建立了儲能的政府采購模式。以此為參考，既為了使新型儲能發揮作用，同時建立合理的收益渠道，可以建立省級政府采購模式，即在某省范圍內，根據電力平衡規劃結果，按照實際需求由政府進行儲能容量采購，儲能運營商按容量價格進行投標，投標結果鎖定多年容量收益，使入圍儲能電站獲得較低水平的保障收益。政府組織制定儲能電站的建設標準和并網運行標準，委托當地電網進行調度運行，并根據運行性能進行獎懲，最大程度發揮儲能的作用，以此促進新型儲能高質量、規模化發展。
該模式下，需要建立儲能補償基金作為政府采購資金池，資金部分可以來自新型儲能參與電能量市場、輔助服務市場的收益(政府租賃儲能容量，獲得儲能的運行權和市場收益權)，部分可以來自并網主體的分攤費用，對于新能源是否配置儲能給予充分自由度，但根據其負荷預測精度和調節能力承擔不同的費用分攤比例。
總結與建議
隨著新型儲能投資進入第二輪接力，建立成熟機制使儲能投資商獲得持續盈利能力是基礎。但在市場意識逐步推廣的過程中，暫時需要長期市場托底，未來逐步過渡到現貨市場收入為主的模式。提出建議如下：
1.短期內容量采購機制不能缺位
對于與抽水蓄能類似的新型儲能，其一次投資較大，容量收益對于儲能能提供更加穩定的收益，更符合儲能的資產特性，能促進新型儲能的持續長久投資。建議在加強規劃和監管的前提下，加大政府的新型儲能容量采購力度，建立競爭性的容量市場，可以有效促進大型儲能發展，提升電力系統的調節能力和保障能力。
2.長期建立更加對等、透明的市場機制
推動新型儲能采用報量報價模式參與現貨市場，對于市場中標電量/電力，電網調度機構支持新型儲能按照中標曲線充放電，按照現貨市場價格進行結算。在全國各省盡快全面推廣現貨市場，促進現貨市場與輔助服務市場的銜接，使調頻輔助服務與現貨市場聯合出清，實現調峰輔助服務市場與現貨市場并軌。根據現貨市場價格區間變化，逐步放開現貨市場限價，允許新型儲能提高獲得“稀缺電價”收益的機會。逐步降低中長期市場電量比例，放開中長期市場電能量價格區間，促使現貨市場價格發現作用更充分發揮。
3.建議示范項目更多支持長時儲能的發展
能源局發布的《關于開展新型儲能試點示范工作的通知》，給儲能示范仍留下了窗口期，為了推進更加安全有效的儲能技術發展，建議示范項目更多向壓縮空氣、液流電池等安全性能更高、持續時間更長、更有電網應用潛力的儲能技術傾斜。基于示范工程，盡快形成大規模儲能電站的安全、技術標準，以儲能電站安全穩定運行為依據，制定統一的并網運行規則。在新型儲能成本下降到一定程度時，允許具有電網投資替代性、電網支撐能力強、標準化程度高的儲能電站參與容量電價競標，促進整體調節性電源技術的優勝劣汰。
