“經濟性欠佳，是目前新型儲能發展的一大難題。”在日前中國能源研究會、中國電力企業聯合會主辦，自然資源保護協會(NRDC)支持的“2024電力低碳轉型年會暨電力圓桌年中會議”上，中國能源研究會研究員、國家能源局西北監管局原局長黃少中直言。

　　隨著新能源大規模并網，電力系統實時平衡局面愈發復雜多變，電力系統靈活性調節資源需求隨之大幅提升。新型儲能技術具有響應快、配置靈活、建設周期短等優勢，能夠在電力運行中發揮頂峰、調峰、調頻、爬坡、黑啟動等多種作用。當下，新型儲能發展迅猛，截至2024年上半年，全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規模達4444萬千瓦/9906萬千瓦時，較2023年底增長超過40%。然而，與新型儲能裝機火熱暴漲形成鮮明對比的是，其盈利形勢不容樂觀，大多數新型儲能項目處于虧損境地或在盈虧平衡點上掙扎徘徊。

　　新型儲能在新型電力系統中的準確定位是什么?如何促進新型儲能積極而有序的發展?如何科學發揮儲能的真實價值?《中國電力企業管理》就以上問題對黃少中進行了專訪。

　　挑戰不少

　　新型儲能陷入行業“內卷”

　　《中國電力企業管理》：

　　市場需要競爭，但競爭是把雙刃劍，在近日召開的中共中央政治局會議上，有一個新提法頗受關注——防止“內卷式”惡性競爭。近年來，儲能市場高速增長，但激烈價格競爭也讓行業陷入“內卷”。新型儲能“內卷”有哪些表現?造成了哪些影響?

　　黃少中：

　　新型儲能產業在政策的推動下迅速擴張，裝機規模快速增長，然而，這種快速增長導致了供需失衡及產能過剩的問題。據中關村儲能產業技術聯盟的數據，2022年我國新型儲能新增裝機規模達730萬千瓦/1590萬千瓦時，而到了2023年，新增裝機規模高達2150萬千瓦/4660萬千瓦時，連續3年單年新增裝機超過前期累計裝機規模，這種增速遠遠超出了市場的實際需求。

　　由于供需失衡，市場競爭激烈，新型儲能項目的投資回報率普遍偏低。這主要是因為儲能項目的收益來源有限且存在一定的不確定性，如容量租賃費水平偏低、現貨市場或輔助服務市場收益不理想等。同時，儲能項目的成本較高，包括技術成本和非技術成本(如項目開發、土地、接入、并網驗收、融資等)，導致項目盈虧平衡難以保證。在新型儲能市場上，企業間的無序競爭、產品同質化問題日益嚴重。為了搶占市場，不少企業采取低價競爭策略，導致產品質量參差不齊，甚至出現低價低質競爭的現象。這不僅損害了行業的整體利益，也影響了儲能項目的安全性和可靠性。

　　《中國電力企業管理》：

　　除了行業“內卷”，新型儲能的經濟性也是當前業內討論的焦點之一。比如寧夏某儲能電站，投資4億元每月收益僅100萬元，這種收益現狀在新型儲能行業并不稀奇。您認為當前新型儲能經濟性不高的癥結何在?

　　黃少中：

　　當前，我國新型儲能發展迅猛，成績斐然，但同時也面臨多方面問題——新能源配儲“建而不用”問題突出;儲能租賃價格偏低、租賃意愿不足;調峰價格不盡合理;集中式儲能收益渠道單一;早期投運儲能成本、難以回收等。根據中電聯調研，調研機組儲能平均時長為2小時，新能源側儲能配置平均時長為1.6小時，低于電網側儲能2.3小時、用戶側儲能5.3小時的平均時長。儲能容量租賃方面缺少價格、租賃期限等政策指導，需靠供求雙方進行磋商談判，隨著成本下降，租賃費用也存在不斷降低和停簽協議的風險，導致租賃價格波動較大，市場缺乏統一標準，租賃期限較短，難以確保長期收益。

　　例如，在寧夏，儲能仍主要通過參與調峰、頂峰輔助服務市場獲取收益，租賃市場僅處于探索階段。經初步測算，2022年投產的儲能電站按照年充放電次數250次考慮，通過調峰、頂峰輔助服務市場，且以每年300萬元/萬千瓦完成全容量租賃，才可收回建設經營成本。但是，寧夏尚未出臺儲能的租賃標準，儲能容量租賃的收益難以保證。同時，調峰價格不盡合理，以前寧夏儲能調峰補償價格上限為0.6元/千瓦時。國家發改委、國家能源局實施《關于建立健全電力輔助服務市場價格機制的通知》(發改價格〔2024〕196號)后，到2024年9月，寧夏儲能調峰補償價格上限將降為0.2595元/千瓦時，下降幅度達到56.75%。

　　發展趨勢

　　新型儲能成本或快速下滑

　　《中國電力企業管理》：

　　疊加當前新型儲能的經濟性難題，您如何預測新型儲能的裝機情況和價格走勢?

　　黃少中：

　　新型儲能的裝機規模將繼續增長，預計2024年新型儲能產業將延續高速發展態勢，全年新增裝機規模有望超3500萬千瓦，到2030年，中國新型儲能市場累計裝機規模將超過2億千瓦，2024—2030年復合增長率超30%。同時，技術創新加速推進，包括鋰離子電池、固態電池、液流電池、壓縮空氣儲能等多種技術路線百花齊放。大容量、長壽命電芯能夠提高儲能系統的能量密度，進一步降低成本。同時，新型儲能朝著系統集成優化方向發展，能夠提高儲能系統的整體性能和效率。

　　根據CNESA全球儲能數據庫統計，中標價格方面，今年6月EPC中標均價(以2小時磷酸鐵鋰電池儲能系統，不含用戶側應用為例)較5月下降明顯，低至998.55元/千瓦時，環比-32%，同比-39%，中標價格區間583.08元/千瓦時—1687.50元/千瓦時。我認為，隨著儲能產業規模化發展和技術進步，各類電化學儲能成本呈現快速下滑趨勢。如鋰電池儲能系統的價格目前在0.5—0.95元/瓦時左右，預計到2030年，單體成本有望降低至0.4元/瓦時以內。

　　《中國電力企業管理》：

　　新型儲能發展除了要遵循電力系統運行規律外，還要遵循市場經濟的規律。隨著電力體制改革不斷深入、電力現貨市場的逐步完善，您如何研判新型儲能的發展前景?

　　黃少中：

　　2024年《政府工作報告》提出“發展新型儲能”，首次將“發展新型儲能”寫進政府工作報告。8月11日，中共中央、國務院印發《關于加快經濟社會發展全面綠色轉型的意見》。這是中央層面首次對加快經濟社會發展全面綠色轉型進行系統部署。完善綠色轉型價格政策部分明確，深化電力價格改革，完善鼓勵靈活性電源參與系統調節的價格機制，實行煤電容量電價機制，研究建立健全新型儲能價格形成機制。

　　隨著市場機制逐步完善，新型儲能作為獨立市場主體參與電力市場的規則不斷完善。隨著電力市場的加快推進和峰谷價差拉大，新型儲能的收益空間逐步打開。儲能電站可以通過參與交易獲得收益，提高其經濟性和盈利能力，但盈虧與否本質上還是要遵循市場規律。同時，新型儲能的應用場景將不斷拓展，發揮調頻、備用、黑啟動等功能。這些功能能夠提高電力系統的運行效率和穩定性，滿足新能源大規模并網和消納的需求。

　　綜合施策

　　著力解決新型儲能有序發展問題

　　《中國電力企業管理》：

　　作為戰略性新興產業，新型儲能處于由研發示范大規模進入商業化應用的階段，針對目前存在的諸多問題，您認為應采取哪些措施來加以解決?

　　黃少中：

　　政策層面，首先要發揮規劃引領作用，進一步明確新型儲能中長期的發展目標、重點任務、空間布局和建設時序，促進新型儲能產業的有序發展。其次，要統一規劃體系，建立較為完備、可操作、可執行、市場化的儲能規劃建設體系，避免資源浪費。再者，要加強新型儲能與新能源、配電網、電動汽車等產業發展規劃的聯動和銜接，引導統籌協同發展。

　　政策執行時要把握好一條準則——因地制宜。結合當地新能源消納、資源特性、網架結構等特點，因地制宜確定新能源配置儲能規模和類型、設施布局、接入范圍、建設時序。相對于傳統的抽水蓄能，新型儲能具有建設周期短、選址靈活、響應快速、調節能力強等優勢，因此需要加強發展模式創新探索，從技術創新、商業模式、應用場景、融合發展等各個方面入手，解決儲能發展模式單一、盈利能力不足的問題，提升儲能項目的經濟性和競爭力。同時，要進一步優化調度運行方式，包括明確新型儲能的功能定位、規范儲能并網接入管理、加強調度運行管理等措施，有效提升新型儲能利用效率和作用發揮。

　　《中國電力企業管理》：

　　所謂魚水相依，新型儲能這條“活魚”的健康發展，離不開市場機制這條“大江大河”的持續滋養，您對完善電力市場機制有哪些建議?

　　黃少中：

　　完善電力市場機制方面，有很多工作可以做。一方面要完善輔助服務價格，要制定科學合理的價格機制，完善相關價格體系和補償機制，以反映新型儲能的實際價值和成本。建立基于儲能不同功能的價格機制，如平衡和穩定新能源發電出力、削峰填谷、提供調頻和備用容量等輔助服務，按照“誰受益、誰承擔”原則疏導成本;另一方面，要優化分時電價政策，拉大峰谷價差，鼓勵用戶側儲能發展，鼓勵進一步拉大電力中長期市場、現貨市場上下限價格，以保證儲能投資回收。同時推動形成合理的用戶分時電價、完善需求側響應可中斷負荷電價機制，支持用戶側儲能價值的充分發揮，增加項目收益。

　　針對遠期儲能發展面臨的挑戰，要從現貨市場參與機制、輔助服務交易品種、容量市場機制設計、跨省區電力交易等方面，研究提出解決措施。如市場準入方面，建立和完善新型儲能市場化運營機制，放寬市場準入條件，鼓勵更多企業和資本進入儲能市場。聯合參與方面，建立新能源和儲能聯合參與電力市場的機制，以新型儲能消減新能源出力可信容量低的劣勢，提升新能源競爭力。同時，推動儲能參與跨省跨區交易，充分利用儲能容量富足地區的調節資源，創造省間資源互濟與儲能收益雙贏局面。