界面新聞記者 | 王勇

從政策和市場活躍度來看，儲能行業(yè)已成為2023年的熱門賽道。

今年2月，國家標準化管理委員會和國家能源局聯(lián)合印發(fā)《新型儲能標準體系建設指南》，提出在今年制修訂100項以上新型儲能重點標準，用以支持新型儲能產業(yè)安全、規(guī)?；l(fā)展。

截至目前，已有近30個省市推出了強制配儲政策或“十四五”期間儲能發(fā)展目標，包括山東、青海、山西、內蒙古等。據(jù)界面新聞記者不完全統(tǒng)計，到2025年，這些區(qū)域儲能建設規(guī)模將接近54 GW。

海通國際證券指出，上述區(qū)域配儲比例普遍在10%-20%，配儲時長1-4小時，這將為新型儲能的高裝機增速“托底”。

在政策“托底”下，儲能行業(yè)能否在2023年實現(xiàn)跨越式發(fā)展？政策落地和企業(yè)參與過程中又會面臨哪些問題？

畢馬威中國與中國電力企業(yè)聯(lián)合會聯(lián)合3月底發(fā)布的《新型儲能助力能源轉型》報告指出，行業(yè)正處于從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉變的關鍵期，經濟性是儲能下一程是否順利發(fā)展的關鍵。

日前，畢馬威中國能源及天然資源行業(yè)主管合伙人蔡忠銓、畢馬威中國首席經濟學家康勇，就儲能熱門話題接受了界面新聞記者的專訪。

以下為采訪內容，刊發(fā)時有所刪節(jié)。

界面新聞：如何看待新能源強制配儲這一“托底”政策？

蔡忠銓：新能源強制配儲，是目前新型儲能在發(fā)電側的主要發(fā)展動力。在儲能成本主要由發(fā)電側承擔、儲能收益來源相對單一的情況下，發(fā)電企業(yè)出于經濟性考慮，會更傾向于選擇低成本儲能項目，相對忽視性能和安全問題，傳導到儲能供應方，就會引發(fā)低價競爭問題。

根據(jù)畢馬威咨詢調研，當前新型儲能產業(yè)鏈各環(huán)節(jié)企業(yè)典型毛利水平大多不超過30%，多家儲能上市企業(yè)毛利率水平也出現(xiàn)下降趨勢。長此以往，將導致整體市場無法實現(xiàn)良性出清，低成本低性能建設模式，也將給儲能產業(yè)埋下安全隱患，破壞行業(yè)整體生態(tài)。

界面新聞：如何看待配儲和經濟性之間的平衡點問題？

蔡忠銓：新能源配儲的經濟性還不是很顯著，影響了其更快地發(fā)展。中國電力市場化機制尚不成熟，新能源配儲參與電力市場現(xiàn)貨交易仍在探索中，容量補償機制仍在研究制定中，缺乏統(tǒng)一、平等、穩(wěn)定的儲能容量回收機制，并且發(fā)電側儲能參與輔助服務市場條件不成熟。

另外，新能源配儲利用率低。根據(jù)中國電力企業(yè)聯(lián)合會的調研，為新能源配置的儲能項目，等效利用系數(shù)僅為6.1%，在電化學儲能各種應用場景中利用系數(shù)最低。

電化學儲能水平等效利用系數(shù)為12.2%。其中，火電廠側儲能等效利用系數(shù)為15.3%，電網側儲能等效利用系數(shù)為14.8%，用戶側儲能等效利用系數(shù)為28.3%。

界面新聞：從電網側看，儲能成本高昂且很難傳導到用戶側，問題的根源是什么？如何解決這一問題？

蔡忠銓：電網側調峰、調頻等儲能裝機的收益，主要來自于輔助服務補償，輔助服務的補償方式和分攤機制由各地區(qū)按照“誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔”的原則，制定相關細則。

但由于電網側儲能技術需要滿足大容量、高效率、長壽命等要求，進而需要較高的研發(fā)投入，而這些成本都需要電網側承擔，疊加電力系統(tǒng)的負荷和電量波動性較大，用戶需求的不確定性導致儲能系統(tǒng)的運營成本和風險增加。

另外，由于電力市場不完善，電價受到政策等因素影響，電網側儲能無法通過提高價格把儲能成本傳導至用戶側。

結合國外市場經驗來看，中國電網側儲能亟需開拓容量成本回收機制和電力現(xiàn)貨市場，以完善成本疏導機制和擴大收益來源。通過引入容量成本回收機制，可以將輔助服務成本合理傳輸?shù)接脩魝取?/span>

容量成本是指儲能系統(tǒng)中與儲能容量相關的設備和施工成本。容量成本回收機制包括容量成本補償機制、稀缺定價機制和容量市場三類。例如，我們可以借鑒智利的容量成本補償機制。目前山東已率先嘗試這一機制。

之前，山東的容量補償電價標準為99.1元/兆瓦時，如今容量補償電價按峰谷系數(shù)進行調整，避免了定價過低起不到激勵作用，定價過高會增加用戶成本的難題，能夠更好地激發(fā)容量市場活力。將儲能補償費用平攤至用戶側，儲能建設項目至少能獲得容量補償電價的“保底收益”。

界面新聞：如何看待共享儲能模式？其商業(yè)盈利模式、配儲成本傳導等方面存在什么問題？

康勇：共享儲能電站，即電站資源不專屬于某一新能源站或電網，而是以電網為紐帶，將獨立分散的電網側、電源側、用戶側儲能電站資源整合，并統(tǒng)一協(xié)調服務于網內所有新能源站，推動源網荷各端儲能能力全面釋放。獨立儲能電站，即為行業(yè)內通常理解的共享儲能電站。

獨立儲能電站的收益渠道包括容量租賃收入、容量電價收入、電力現(xiàn)貨交易收入和輔助服務收入等。

但是這些渠道并沒有在全國推廣，只是部分省市在進行試點，不同省市獨立儲能收益模式略有不同。由于各地市場規(guī)則不同和儲能本身的運行特點，多數(shù)情況下儲能不能得到全部渠道的收益，只能同時獲得其中部分收益。

政府正出臺政策積極推動共享儲能參與市場化交易。未來隨著新能源發(fā)電占比的提升，部分省份電力現(xiàn)貨市場的峰谷價差有望繼續(xù)拉大，從而進一步提升儲能項目盈利空間，促進獨立儲能的發(fā)展。

界面新聞：對2023年的儲能市場如何看待？

康勇：在需求、政策和資本的共同推動下，儲能進入發(fā)展的快車道，預計今年將保持快速發(fā)展。

一是隨著可再生能源發(fā)電的不斷增加，對電力系統(tǒng)的穩(wěn)定性和可靠性的要求越來越高。儲能系統(tǒng)不僅可以提高電力系統(tǒng)的供電質量，也可以在系統(tǒng)故障時提供緊急備用電源，確保電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行。

二是政府對儲能產業(yè)的支持政策將繼續(xù)加碼，包括對儲能項目的補貼、對儲能技術研發(fā)的資金支持等。

三是儲能已成為資本市場熱門賽道，持續(xù)獲得資本青睞。儲能尤其是以電化學儲能為代表的新型儲能，具有技術成熟、建設期短、成本相對低等優(yōu)勢，成為儲能賽道的熱點，吸引了大量資本流入。

隨著不斷推進“雙碳”目標和新型能源體系的建立，預期未來儲能市場，特別是新型儲能有廣闊的發(fā)展空間。不過，短期內也需要關注儲能市場收益模式單一、儲能系統(tǒng)安全性仍需進一步提升等挑戰(zhàn)。

界面新聞：儲能能否接過電動車，成為動力電池領域新的增量主力？

康勇：儲能電池的主要應用場景包括發(fā)電側新能源配儲、電網側儲能和用戶側儲能等。

隨著可再生能源發(fā)電的增加和儲能產業(yè)政策利好的推動，儲能電池將成為動力電池領域新的增量市場，但儲能電池要成為動力電池領域增量主力，仍需要繼續(xù)投入更多的研發(fā)、開拓更多的應用場景。

一是技術創(chuàng)新，儲能電池需要不斷創(chuàng)新，提高儲能效率、延長儲能時間等，以滿足市場需求。二是降低成本，儲能電池的成本是制約其應用的因素之一，未來需推動儲能電池成本進一步下降。根據(jù)云南省能源研究院數(shù)據(jù)，對于鋰電池電化學儲能電站，電池設備購置費約占87%。

三是擴大市場需求。新能源汽車電池已經是動力電池領域的主要增長點，但是儲能電池還處于發(fā)展初期階段，市場需求相對較小。