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本文来源于 21世纪经济报道 2023-12-19 11:50:23
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在国家提出构建新型电力系统下,“源网荷储”的概念应运而生,储能的发展广受关注。

今年以来,储能政策市场迎来爆发期。据21世纪经济报道记者不完全统计,今年1-11月,全国共发布国家层面储能政策67条和地方层面储能政策超450条。而在刚刚过去的11月,国家和地方层面共发布储能相关政策54条。

政策的大力推行下,全国储能市场正在快速成长。但不可否认的是,目前国内储能市场仍是政策性的市场,距离市场化运作还存在一段距离。

受访专家认为,其中的主要原因在于储能在电力市场中的利用率仍不高,主要是在强制配储的政策下发挥调节新能源不稳定性的作用,以削峰填谷的方式从峰谷电中赚取价差,但由于现在市场上峰谷电之间的价差较小,储能难以回本、盈利。同时,市场参与者的竞逐下储能市场面临着低端产能过剩的难题。

储能政策市场“爆发”

随着国家战略的推动,今年以来,全国各地迎来储能政策市场爆发期。

根据21世纪经济报道记者不完全梳理,今年1-11月,全国共发布国家和地方层面储能政策超过520条,涉及储能规划布局、储能补贴、新能源配储、储能参与电力市场交易、充换电及新能源汽车等多个领域。

而刚刚过去的11月,国家和地方层面发布了超50条储能政策。国家层面,11月13日,工信部、住建部等五部门发布《关于开展第四批智能光伏试点示范活动的通知》,将光储融合作为优先考虑方向,应用新型储能技术及产品提升光伏发电稳定性、电网友好性和消纳能力,包括光伏直流系统、光储微电网、农村光储充系统、便携式光储产品等方向。

11月16日,国家能源局综合司发布《关于加强发电侧电网侧电化学储能电站安全运行风险监测的通知》,明确提出9条措施强化发电侧、电网侧电化学储能电站安全运行风险监测和预警,保障电力系统安全稳定运行。

地方层面,包括山东、浙江、四川、广东、河南、江苏、贵州、湖北、江西、内蒙古在内的超20个省份均在11月发布储能相关政策。

其中,北京、广东、江苏、福建、内蒙古等地继续完善当地储能补贴政策。例如,北京市经信局11月23日发布《北京市关于支持新型储能产业发展的若干措施》,提出组织实施新型储能产业“筑基工程”,聚焦产业链卡点环节开展揭榜攻关,解决行业关键核心技术“卡脖子”难题,按照不超过攻关投资30%的比例,给予最高3000万元补助资金。11月28日,广东佛山市南海区招商局发布《佛山市南海区促进新型储能产业发展扶持办法(征求意见稿)》,提出设立南海区新型储能产业发展扶持专项资金,扶持资金规模不超过1亿元。

同时,浙江、江西、江苏、内蒙古等地部分城市发布储能规划政策。例如,内蒙古自治区人民政府于11月7日发布《内蒙古自治区新能源倍增行动实施方案》,提出力争“十四五”后三年每年完成新增新型储能并网300万千瓦。11月15日,湖州市发改委印发《湖州市储能和氢能产业发展实施意见》,提出至2027年,储能行业实现产值1500亿元左右,制定各级储能相关标准20项以上,储能装机容量达4.8GW以上等目标。

各地竞逐储能赛道,展开储能规划布局并出台相应的补贴措施推动行业运作,有利于储能产业发展提速,但目前来看,尽管全国储能市场快速成长,但距离市场化运作仍有一段距离。

中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎向21世纪经济报道记者表示,地方出台的储能补贴、容量电价等政策,起到了辅助性作用,但真正推动储能形成市场化运作的关键在于,在没有辅助的前提下实现峰谷价差的“两充两放”等,这种情况下,用户侧储能可以具备投资价值,目前,上海、广东、浙江、海南、江苏等地已经基本实现。

例如,广东新型储能产业势头强劲,正朝着“万亿级”规模进发。数据显示,今年仅前9月,广东新型储能产业营业收入已突破2890亿元,同比增长7.3%。2022年,广东省新型储能产业营业收入约1500亿元。

存在使用率不高等问题

在“双碳”目标下,国家提出构建新型电力系统的目标,同时,“源网荷储”的概念兴起,储能的发展得到关注,各地均在加大力度推动储能的发展,一方面是制定规划、出台相应的补贴政策;另一方面,为使储能发挥其作用,多地推动新能源配储,调节新能源的不稳定性。

11月以来,四川、贵州、山东、河南、吉林、湖南等地部分城市出台了新能源配储相关政策。四川省发改委、四川省能源局11月2日发布《关于开展新型储能示范项目遴选工作的通知》,其中提出对2023年7月20日后核准或备案的单独开发的风电、集中式光伏项目,原则上按照不低于装机容量10%、储能时长2小时以上配置新型储能。

11月6日,贵州省能源局发布《贵州省新型储能项目管理暂行办法》,建立“新能源+储能”机制,对集中式风电、光伏发电项目暂按不低于装机容量10%的比例(时长2小时)配置储能电站。

但多位受访专家向记者指出,目前,储能参与电力市场主要是进行峰谷价差之间的套利,等同于低买高卖,会存在使用率不高的问题。

中国(深圳)综合开发研究院,财税贸易与产业发展研究中心主任韦福雷向21世纪经济报道记者表示,实际上,目前光伏、风电等大基地项目强制配储的利用率不高,远远达不到市场化水平。光伏和风电配储是为了调节新能源的不稳定性,通过储能来削峰填谷,但现在市场上峰谷电的价差基本在一度电一块钱左右,目前的利用效率难以平衡其中的成本,储能距离完全的市场化运作还存在一段距离。

“这需要从使用端和生产端两个方面改善。”韦福雷进一步分析,从使用端来看,电力市场制度需要更加灵活,让市场对电定价,使得价差有利用空间,同时,要提升市场对于储能的接纳程度,提高储能使用率,价差增加、充放电使用次数也增多,储能的收益就能得到提升。从生产端来看,需要进一步降低储能投资的项目成本,随着储能的规模化发展,在成本降低的同时提升收益,并从中找到平衡点,储能就能够初步达到市场化的水平。

彭澎同时也提到,目前各地新能源配储已经更加灵活化,很多地方开始采用租赁的形式,避免了以往强制配储但无法发挥作用的问题。

此外,在政策的大力推行下,储能制造端的企业也觉察到了产业蓝海,一些原本就有储能相关业务的电池企业开始选择转产或是扩大产能,使得储能市场竞争日趋激烈,同时也带来了产能过剩的隐患。

“事实上,按照现在储能的利用率来看,想要回本、盈利是比较难的,但一方面是政策要求下的强制配储;另一方面,储能作为新型电力系统中的重要组成部分,很多人希望能够抢先入局,等待市场成熟后再弥补现在的亏损,因此储能赛道的市场参与者越来越多。”韦福雷表示。

高工产业研究院(GGII)的一组数据显示,储能电池的整体产能利用率已经从2022年的87%下降到了2023年上半年的不足50%。这意味着目前储能电池的产能近半数是闲置的,市场的需求远远跟不上供给侧的增长。

“市场争相竞逐储能市场,造成产能尤其是低端产能过剩的问题,是值得我们关注的。”韦福雷表示,从政策来看,相关部门应该根据目前的产能情况建立及时的预警机制,在项目核准上要对低端、重复的项目尽量进行调控。同时,很多新能源企业以IPO作为主要融资渠道,在审核企业资质时也要更加关注企业质量,是否能真正代表未来的技术方向。此外,银行在对储能相关企业进行授信贷款时也要审慎一点,做好未来风险的评判。

(作者:吴文汐 编辑:周上祺)

(编辑:文静)
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