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市場火爆不能掩蓋一切問題，儲能到了必須思考下一步如何走的關鍵時期。
在李安導演的電影《比利·林恩的中場戰事》中，伊拉克戰場上的英雄士兵比利·林恩受邀在橄欖球公開賽的中場表演中登場。經歷了華彩斑斕的表演、毫不吝嗇的贊譽之后，比利·林恩卻在榮譽和夸耀中陷入了迷茫和困惑。如何在紛繁復雜的局面下尋找到正確的
新技術不可否認的是，越來越多的新玩家參與儲能市場帶動了新技術的進步。 儲能是指以設備或介質為容器存儲能量，并在不同的時間空間釋放能量的過程。廣義上，儲能包括電儲能、熱儲能和氫儲能三類。電儲能是最主要的儲能方式，按照存儲原理的不同又分為電化學儲能和機械儲能兩種技術類型。其中，電化學儲能是指各種二次電池儲能，主要包括鋰離子電池、鉛蓄電池和鈉硫電池等；機械儲能主要包括抽水蓄能、壓縮空氣儲能和飛輪儲能等。 在我國，因成本低、壽命長、技術成熟，抽水蓄能是應用最廣泛的成熟儲能技術，但受地理環境制約、投資高、建設周期長等影響發展漸緩。特別是各地對于新能源配儲比例做出強制要求以后，以鋰電池為主的電化學儲能迎來爆發性增長。2022年，鋰電新增投運裝機規模首次突破7GW，多家主流廠商為儲能開發了專用300Ah以上大容量電芯，個別廠商的新品電芯單體容量已達到560Ah。 但鋰電池在能量密度、安全性等問題上始終無法突破。2022年6月29日，國家能源局發布《防止電力生產事故的二十五項重點要求(2022年版) (征求意見稿) 》。其中明確提出為防止電化學儲能電站火災事故，中大型電化學儲能電站不得選用三元鋰電池、鈉硫電池。同時鋰離子電池不得設置在人員密集場所，不得設置在有人居住或活動的建筑物內部或其地下空間。 這是鋰電池在儲能領域發展的透明天花板，但也是更多新型儲能技術發展的契機。 新技術投資不僅正在遍地開發，并且取得了顯著的進步。資源分布更高、安全性更強、對鋰電儲能形成直接替代的鈉離子電池技術得到了大批鋰電企業的布局，首批GWh產線正式投產。壓縮空氣儲能加速發展，首個100MW先進壓縮空氣儲能電站并網發電，單機規模正向 300MW功率等級方向加速發展，二氧化碳儲能驗證項目投運，新增壓縮空氣儲能項目(含規劃、在建和投運)接近10GW。液流電池技術路線多點開花，首個100MW全釩液流電池并網發電，首個吉瓦時級全釩液流電池項目正式開工。鋅基液流、鐵基液流技術逐漸走出實驗室。飛輪等短時高頻技術的應用需求持續增加，已有300MW+的項目處于規劃在建中。 旺盛的需求背后，儲能技術的發展速度得到了提升，與此同時，新技術的商業化運用也在提速。多種新型儲能技術已經開始逐步從示范試驗走向商業化應用的新階段。 據統計，2022年，新型儲能項目數量相比去年新增200%以上，百兆瓦級項目成常態，20余個投運、400余個規劃/建設中，其中7個GW級項目；首個百兆瓦液流電池項目并網，首個吉瓦時級項目開工；壓縮空氣由100MW向300MW功率等級加速發展；最大規模鈉離子電池項目開建；短時高頻技術需求增多。 從技術角度來看，電化學儲能和物理儲能包含了十幾種不同的細分技術路線，而每一個技術路線都有其獨特的技術優勢。 專注鋅鐵液流電池研發的緯景儲能相關負責人就對《能源》雜志表示，儲能應用場景的多樣性決定了儲能技術的多元化發展，儲能的形式和種類也會更加豐富。無論是液流電池儲能，還是鋰電池儲能，不同的儲能技術未來將在萬億賽道里承擔不同的價值，共生互補。 以液流電池為例，其作為電化學儲能分支，普遍具有極安全、長時儲能、循環次數長等特點。因此在安全性、儲能時長與全生命周期的度電成本方面，液流電池更具優勢。 而飛輪儲能是一種高功率密度、高可靠性、長壽命、環境友好的儲能技術，特點是全磁懸浮，能耗小、響應快、壽命長、充放電循環次數次數高，充電和放電之間的轉換可達毫秒級，能有效適應電網快速調頻的需求。 在華馳動能執行總裁孟德超看來，儲能市場需求非常大并且需求多樣化、細分，因而多種新型的儲能技術都能找到屬于自己的生存空間。事實上，滿足電力市場靈活性的需求，儲能是眾多方案中的重要一類，其中包括部門耦合方案。一些應用情景需要快速響應，因此需要響應時間短的技術。 華馳動能在2021年11月參與了全國內第一個全容量飛輪儲能-火電聯合調頻工程、全球單體儲電量最大、單體功率最大的飛輪儲能項目，飛輪的結合將改善火電機組的調頻性能，提供電力輔助服務、支持大電網安全穩定運行。 儲能應用場景的多樣性決定了儲能技術的多元化發展，儲能還可以與其他能夠提升高比例可再生能源下電力系統靈活性的技術相結合，其應用的形式和種類也會更加豐富。 無論是液流電池儲能，還是鋰電池儲能，不同的儲能技術未來將在萬億賽道里承擔不同的價值，實現耦合。比如抽水蓄能、壓縮空氣儲能、儲熱蓄冷、各類容量型電池等儲能時長大于4h，屬于長期儲能，可用于電網調峰調頻、備用容量等。 短期、中期儲能，如鉛酸電池、部分鋰電池、電磁儲能，儲能時長在2h以下，可用于調峰調頻、平滑出力、緊急備用等。 也就是說，多種技術的組合應用有助于最大限度的發揮儲能的作用。但對于當下的中國儲能產業來說，類似這樣的設想僅存在技術上的合理性，難以驗證商業性。 缺乏商業模式，這無疑是中國儲能產業發展最為老生常談的問題。無論是調峰、調頻，亦或是黑啟動、備用，儲能都無法從相應的服務中獲得對應的收益。因此任何的技術合理性、高效結合，都不存在發展的可能性。 隨著技術進一步的成熟，儲能系統的一次性投資將迎來進一步的下降，再加上新技術的快速迭代，我們能否探索出更多的商業模式？ 這不僅僅是依靠政策的推動，而是形成一股由內而外的市場自驅力。 新模式 2022年，鋰電池市場（儲能+新能源汽車）的火爆推高了原材料的價格。電池級碳酸鋰價格和磷酸鐵鋰價格維持高位，碳酸鋰價格一直維持在30萬元/噸-61萬元/噸之間，全年均價是2021年均價的3.8倍，磷酸鐵鋰2022年全年均價是2021年均價的2.5倍。 鋰電池上游原材料上漲迅速，導致下游成本壓力激增，特別是下游投標價格不斷在觸底，而其本身商業模式一直尚未清晰，也給儲能行業的規模化發展帶來了較大的挑戰。 在政策催生下，風光項目配儲基本成為硬性指標，配儲比例一般為新能源項目裝機規模的10%-20%。也就是說，目前新能源配儲政策推動下，多地采取“一刀切”式的配置標準，部分地區將配儲能作為新能源建設的前置條件，甚至將新能源配儲視為拉動地方經濟的救命稻草。 在此基礎上，各省規劃的新型儲能發展目標合計超過6000萬千瓦，是國家能源局《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》文件中提出的2025年達到3000萬千瓦目標的兩倍。 與“熱鬧”的市場形成對比的是，根據中電聯發布的《新能源配儲能運行情況調研》顯示，新能源配儲普遍存在利用率不高的問題。 從儲能運行策略看，新能源配儲至多棄電期間按照“一天一充一放”運行，個別項目存在僅部分儲能單元被調用、甚至基本不調用的情況。從儲能等效利用系數看調研電化學儲能項目平均等效利用系數為12.2%，新能源配儲系數僅為6.1%，火電廠配儲能為15.3%，電網儲能為 14.8%，用戶儲能為 28.3%。 在我國，調峰、調頻等輔助服務和峰谷電價套利是新型儲能當前最主要的收益渠道。目前，中國已有20余省份啟動電力輔助服務市場，但都在市場建設初期，主要的交易品種就是調峰，部分地區輔以調頻。 然而，由于缺乏穩定、可持續的盈利機制，配儲帶來的投資顯著拉低了風光項目的收益率，毫無疑問制約著儲能由商業化初期到下一階段規模化發展。比如近期山東儲能的容量補償標準大幅下降，企業收益受到較大影響，不利于投資決策。 在歐美相對成熟的電力市場中，儲能已經探索出了較為明晰的盈利模式。以美國儲能市場為例，儲能應用場景包括表前（Front of the Meter，FTM）和表后（Behind the Meter，BTM）。 對應于國內應用場景的劃分，表前通常指電網側和發電側儲能；表后指用戶側儲能，包括家庭和工商業儲能。其中表后儲能市場用戶可以獲得一定數目的成本補貼，疊加峰谷套利等手段，具備良好的經濟性。 對中國更具參考意義的是美國表前儲能市場更為成熟的模式。 目前美國表前側儲能市場分屬于不同的區域電力市場，目前較大的為PJM市場、CAISO市場、ERCOT市場等，儲能的市場供給參與方包括IPP（獨立發電商）、IOU（投資者擁有的公用事業端）等。 2018年，美國FERC發布841號法案，要求電力系統運行商消除儲能參與容量、電能量和輔助服務市場的障礙，使得儲能全方位地參與電力市場。 美國表前儲能項目獲得收益的渠道主要有電能量市場、電力輔助服務、峰谷套利和輸配電價。參與電能量市場是通過日前和實時市場競價，獲得出清收益；參與電力輔助服務包括調頻、備用、黑啟動等，其中調頻和備用可以通過日前市場和實時市場進行競價，最終根據實際出清價格獲得收益，黑啟動主要通過簽訂長期協議獲益。 這一連串的“組合拳”打下來，讓美國儲能項目擁有了全方位的盈利手段。這也讓美國儲能裝機保持了高速增長。 2021 年美國新增儲能裝機達到3.58GW/10.5GWh，新增容量同比增長達到204%，連續兩年200%以上，長期保持超高增速。2022年，美國新增儲能裝機4798MW/12181MWh，同比增長34%/12%。伍德麥肯錫預計2023-2027年美國新增儲能裝機規模將達74.2GW/241GWh。 甚至在ERCOT市場，市場主體、開發商們已經開始討論儲能市場飽和的相關問題了。Modo Energy首席執行官Quentin Draper-Scrimshire表示，明年夏天ERCOT市場的儲能裝機可能達到飽和狀態，表現為裝機容量超過了輔助服務市場的需求。 盡管更多的企業表示儲能市場飽和是短期現象，并不影響ERCOT對儲能的長期需求，但這也無疑從側面反映出健全市場模式下儲能發展會具有更強大的自驅力。 2022年8月，美國通過的《通脹削減法案》(Inflation Reduction Act of 2022，簡稱IRA)中規定，儲能可以正式以獨立主體身份獲得最高70%的投資稅收抵免，不再必須與太陽能發電配合使用，這將會進一步激勵更多的投資方建設獨立儲能項目。 中國也在不斷探索嘗試增加新型儲能的收益渠道。例如山西能監辦此前印發《山西電力一次調頻市場交易實施細則（試行）》，表示從 2022年7月1日起，正式開啟電力一次調頻市場，獨立儲能電站可將部分容量與風光企業簽約，剩余部分還可以獨立身份參與一次調頻市場，有效增加獨立儲能的利用率。 共享儲能是當下新能源配儲的一種折中方案。共享儲能是由第三方投資者建設的大型獨立儲能項目，新能源項目投資方可以通過租賃獨立儲能的部分容量來滿足政策強配要求，每年僅需向獨立儲能項目支付一定的租賃費。 對于新能源項目投資方來說，共享儲能模式既滿足了要求，又減少了初始投資巨大的現金流壓力；而對于共享儲能投資方來說，獨立儲能電站的收益模式更多，投資回報率更高。因此共享儲能模式成為一時風潮。 除了租賃給新能源項目滿足政策配儲要求，獨立儲能還可以配合電網側的調峰調頻調度，獲取補償收益；也可以與傳統機組配合——即火儲聯調——增加傳統機組調頻性能，獲取輔助服務收益。當然，獨立儲能也可以利用最古老的峰谷價差模式，在電能量市場中套利，并在部分省份獲得容量電價補償收益。 在戶用儲能方面，我國戶儲的收益模式與海外類似，以峰谷價差套利和增加光伏自用比例為主。 如果工商業企業建設分布式光伏電站的話，配置儲能可以將原本用于并網的電儲存自用，增加光伏發電自用比例，從而節約電費。 至于峰谷價差套利，則是傳統的谷電時期儲能充電，峰電時期放電。峰谷價差越大，收益越好。政策上，我國不斷推進擴大峰谷價差，部分省份如廣東、浙江、內蒙古、河北等推行尖峰電價，進一步擴大峰谷價差。 不過，這些探索也都只是處于剛剛起步的階段。伴隨著電力市場改革的步伐，設計更多的交易產品和更為細化的市場規則也是當下新型儲能拓展收益渠道的迫切需求。就從最簡單的峰谷差套利來說，政策性的峰谷價差在市場化條件下并不太多的存在。儲能項目需要更多的適應市場變化。 當前，抽水蓄能已經開始享受容量電價機制，但新型儲能卻沒有相應的容量電價機制。新型儲能電源和負荷雙重屬性使其參與市場身份難以界定，獨立價格機制的形成難度很大。 國家尚未針對新型儲能出臺專門的價格政策，不同場景下新型儲能發揮的作用不盡相同，商業模式也有較大差別。“應該允許儲能參與多類市場，體現其多重效益的疊加。在新型電力系統，增加服務品種，比如快速爬坡、黑啟動等，各個省份應根據當地自身的情況，設置相應的市場規則。”劉為建議道。 新型的儲能商業模式的建立有待于電價機制有待進一步完善，更多儲能市場規則的落地，推動儲能作為獨立主體參與長期交易市場、電力現貨市場、輔助服務市場中來。 在保障電力系統安全和市場平穩有效運行的前提下，推動各類市場盡早向儲能開放市場準入，在市場開放順序方面，建議近期鼓勵儲能參與輔助服務市場，中遠期將儲能納入電力現貨市場，同時探索建立容量補償機制或容量市場，有利于儲能獲取穩定收益。 在劉為看來，對于儲能企業而言，需要的是踏踏實實研發技術，提升產品競爭力，樹立良好品牌，修煉更醇厚的內功，迎接成熟市場機制的到來以及與之相匹配的商業模式建立。 （《能源》雜志新媒體中心孫一凡、鄭威廉對本文亦有貢獻） |
