投资建设热但利用率低 储能产业会否增长动力不足？

　　投资4.3亿元的百兆瓦级塘冲储能电站，可实现年充放电1亿千瓦时以上。

　　“随着国内强制配储需求逐渐得到满足，欧洲能源价格恢复平稳且自身供给能力加强，中国储能产业将面临增长动力不足的风险。”在3月29日召开的2023中国储能大会上，毕马威中国首席经济学家康勇提醒，资本热炒的储能产业亟需冷静思考，当前新型储能产业链各环节企业毛利水平大多不超过30%，且多家储能上市企业毛利率出现下降趋势。储能产业正处于发展关键期，完善成本疏导的市场机制是储能产业从商业化初期向规模化发展的关键所在。

　　投资建设热但利用率低

　　储能赛道有多热，康勇用一组数据来说明--2021年全球储能融资金额同比增长30%。2022年延续之前的高增长态势，全年全球储能融资额达63亿美元，同比增加94%，融资数量239笔，同比增加10%。中国、美国和欧洲是全球储能融资交易的主体，融资交易量占全球的90%。

　　再看中国储能市场，融资数量和规模大幅增加，成为继光伏、电动汽车之后备受市场青睐的新能源赛道。2019年我国储能行业融资规模仅30亿元，2022年增至494亿元，增加16倍。2022年，全国成立38294家储能相关企业，是2021年的5.8倍。从融资轮次分布来看，由于储能行业处于起步阶段，新进入企业较多，对储能的融资需求多处于早期阶段。

　　当前，各地储能项目建设如火如荼。中电联电动交通与储能分会副秘书长马晓光介绍，截至2022年底，全国电化学储能电站累计772座，其中投运472座，在建300座。已投运的电化学储能电站分布在27个省（市、自治区），其中装机容量达到1吉瓦时以上的省份有5个，分布是山东、江苏、宁夏、湖南和青海。

　　一边是投资建设热潮，另一边却是实际利用率低。大唐集团新能源科学技术研究院副院长吕晨光坦言电化学储能项目实际运行效果较差，平均等效利用系数仅12.2%。其中，火电厂配储利用系数为15.3%。新能源配储利用系数最低，仅为6.1%，其运行策略最多做到弃电期间一天内一充一放，整体调用情况较差。且新能源强制配储质量难以保证，存在劣币驱逐良币的现象，总体使用率较低。

　　具有多重作用但收益不确定

　　事实上，作为现代能源体系的关键支撑技术，储能可以提供调峰、调频、平滑新能源出力、改善电能质量等诸多功能，具有多重价值。

　　“近中期内，新型储能经济优势不够明显，仍需统筹发展抽水蓄能、火电灵活性改造等调节资源作为有益补充。远期来看，随着技术进步和成本下降，新型储能将成为电力系统调节的重要力量。”国网能源研究院新能源所副所长黄碧斌分析，近中期新型储能在调峰、顶峰上的应用需求较大，到2025年、2030年，按实际可用率70%考虑，储能装机需求将达5000万千瓦和1亿千瓦，主要分布在华中、西北和华北地区。基于不同应用场景对“十四五”期间储能需求的预测，西部地区，支撑新能源基地规模化外送1100万千瓦。东部地区，缓解电力供应压力2500万千瓦。提升新能源就地消纳能力2000万千瓦，替代输配电工程投资200万千瓦。

　　收益不能覆盖成本是当前储能产业发展的症结所在。黄碧斌坦言，新型储能主要有参与电力市场交易、削峰填谷、容量共享、电网有效资产回收等模式。总体来说，各地均出台了多种支持储能获得收益的政策，但收益相对较低且不确定性强。

　　南方电网储能科研院副院长李乐卿认为，储能缺乏长效的商业模式与参与电力市场的机制，具体而言体现在储能辅助火电机组调频发展空间有限，随着应用规模不断增大，储能运营商收益将逐步降低；新能源配储会额外增加发电企业成本，其成本分摊及疏导机制有待完善；电网储能同样缺乏有效的成本回收和价格机制；用户侧储能则仅在峰谷价差较大的北京、上海、江苏、广东等地区有广泛应用，企业盈利同样有待精细化管理。

　　发展关键期需合理疏导成本

　　价值大、需求大，但盈利性差、动力不足。对此，中电联专职副理事长安洪光指出，现阶段储能产业正处在大发展的关键时期，需要在技术创新、运行方式、商业模式、投融资等方面进行机制体制设计及政策研究。“要加快科技创新，不断提升新型储能设备的能量转换效率和本质安全水平，提升储能电站的经济效益。要加强规划引领，结合电网、发电结构和发展需求，统筹规划配置储能的比例与规模，以灵活性资源的定位确定发电侧、电网侧和用户侧各类储能的作用。优化储能的配置与运行，深入研究储能在源网荷储配置方式与商业模式的协同，调动各方促进产能发展积极性，降低全社会的储能成本，同时进一步深化市场化改革，以市场化的方式合理消化储能成本。”

　　黄碧斌同样认为，要加强统筹规划，科学制定各地储能建设实施方案，合理确定规模布局和建设时序，根据系统调节能力和电网建设改造实际需要，确定电网侧储能发展需求，并将其纳入地方能源电力规划统筹实施，确保有序发展。

　　“合理制定新能源侧储能配置比例，加强储能安全、调用等方面的监管。”吕晨光建议，合理界定输配电服务对应的储能成本，并将其纳入输配电定价成本范围。推动发电侧储能的运行和价格政策制定，让发电侧储能投资得到较为明确的全生命周期收益。(记者 卢奇秀)

　　 转自：中国能源报