作者 | 陈俊一

编辑 | 常亮

又一个倍增消息公布，这些数据在储能领域似乎早已不再令人惊奇。

在国家能源局近日举办的例行新闻发布会上，国家能源局能源节约和科技装备司副司长刘亚芳介绍，截至2022年底，全国已投运新型储能项目装机规模达870万千瓦，平均储能时长约2.1小时，比2021年底增长110%以上。

增长的好消息很多，但也会有坏消息。国家能源局近期公布的一份电力统计数据就也让业界深感意外——风电新增装机37.63GW，同比下滑21%。这是自2015年以来，中国风电装机出现的首次负增长，而且一下子就是较大幅度的下降。

当然，2022年也是疫情波动变化较多的一年，多地装机项目受到疫情影响，因此风电的装机出现负增长也情有可原。但疫情并不是主要原因，毕竟同样是2022年，国内光伏新增装机达87.41GW，同比增幅约60%。

关键的环节，就在于很多依托新能源装机的储能电站依然处于“建而不用”状态。

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“建而不用”有多严重

中国光伏行业协会名誉理事长王勃华就指出，近年来光伏电站按容量以某一比例配置储能作为辅助消纳与支撑电网的措施，成为电站开发建设的前置条件。在储能商业模式尚不完善的情况下，强制配储给投资者带来一定的负担。据企业测算，按照100MW项目配置10%/2h储能系统的要求，电站端成本将增加不少于0.3元/瓦，在此基础上，每增加10%的储能比例，电站成本将增加约0.3元/瓦。

但增加成本并非储能“建而不用”的主要愿意。因为从逻辑上说，增加一套储能设备，意味着后续必须利用好，以便回收成本。实际上，“建而不用”主要还是光伏、风电等新能源装机参与电力市场的机制还不够完善所致。

国家能源局新能源司副司长熊敏峰指出，“光伏强制配套产业、配置储能现象仍时有发生，尤其是储能建而不用、光伏参与电力市场的收益风险加大等。” 熊敏峰表示，国家能源局将会同有关方面研究优化储能调度运行机制，着力解决“建而不调”的问题。

中国电力企业联合会（下称“中电联”）此前发布的《新能源配储能运行情况调研报告》显示，截至2022年12月，全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，发展目标合计超过6000万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中提出的2025年达到3000万千瓦目标的两倍。

中电联调研数据还显示，截至2022年底，新能源配储等效利用系数仅为6.1%，影响储能收益，储能“建而不用”问题突出，亟待解决。

正因为新能源配储等效利用系数较低，再加上储能项目造价大多在1500-3000元/kWh 之间，项目间由于边界条件不同造价差异较大，导致部分储能项目的盈利水平不高。

不过，“建而不用”现象也与新能源装机增速慢有关——没错，即使光伏新增装机量2022年增长了60%，但考虑到风电装机的下滑，以及储能装机的翻倍以上，这也意味着新能源发电端的增速赶不上储能的增速，这更加剧了储能的“建而不用”问题。

为什么？

这也与新能源利用率很高有关。据全国新能源消纳监测预警中心发布数据，2022年1—11月，全国风电利用率为96.7%，光伏利用率为98.2%，只有极少数省份达不到国家要求的95%的消纳比例。其中，要求风电光伏至少按装机容量10%配置储能的安徽省，2021全年、2022年1—11月风电光伏利用率均为100%。

也就是说，储能是需要使用原本会“弃风弃光”的电力，因为这部分本就要被浪费掉的电力才是成本最低的。但没有足够的“弃风弃光”，储能也会“建而不用”。储能的发展，一定是因为有足够的浪费。如果浪费不够多，储能反而会大受影响。

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储能电站，不仅有“储”之用

据估计，到2030年，中国风电、光伏发电装机容量将达到12亿千瓦，新能源渗透率正在不断提高。而新能源相比于火力发电天生的不稳定，更需要储能来发挥削峰填谷作用，解决新能源间歇性、波动性等先天缺陷。这些先天缺陷，意味着电力消纳难、外送难、调峰难，只有发展储能才能应对新能源大规模并网和消纳的需求。

但上文分析已经指出，要想避免储能的“建而不用”，只要大力新增新能源装机量，并在政策上为更多储能商业模式开辟生长空间。目前，储能系统的主要收入来源是靠“储”提供调峰服务，但其实储能系统在很多领域都依然大有可为。

比如，借助储能黑启动技术更好地保障电网稳定运行。

毕竟，电网的每一次大面积停电，都将造成大量的损失。

电力消失时间过长，整个世界都会一片狼藉，依托电力的轨道交通、城市立体空间运行、饮食自来水供应都会停滞。在近日热播的美剧《最后生还者》中，我们看到末日时的孤独小镇，为了获得电力供应还会维修一处原本废弃的水坝，并通过获得有限的电力来维持小镇运转。但单一的一处小水坝，并不能维持更大规模电力供应，也不能重启更高层面的区域甚至国家性电网。

近两年，世界多个国家都发生过电网大面积停电的事故。尽管电网也在通过各种智能化设备提高自愈能力，但由于用电环境非常复杂，要完全避免大面积停电事故并不现实。由于系统中的重要负荷和储能电站多位于市区，储能黑启动技术也比利用水电机组启动火电机组、或者专门的火电机组启动电网更有优势。

黑启动阶段是电力系统大停电后恢复的第一个阶段，主要工作包括黑启动电源选取、方案制定、优选与排序等。电力系统恢复的总体目标是在尽可能短的时间内恢复尽可能多的负荷，这就需要让尽可能多的机组在最短的时间内恢复出力，因此时间性和可用发电容量就是需要优先考虑的因素。前者反映机组启动快慢，后者则体现机组能给多少负荷供电。因此，一般选取待启动机组的额定容量、所处状态、爬坡特性、恢复所需电能和恢复路径上的开关数这5个指标作为黑启动决策指标。

也就是说，越快反应、拥有越多电力储备，黑启动的效果也越好。

而储能电站作为有源型储能装备，一般与用电端的距离较近，当含有储能电站的电网进入全黑状态需要黑启动时，储能电站不存在自励磁问题（传统大电网在黑启动过程中，由于输电线路太长，线路的分布电容可能会使同步发电机产生自励磁现象，机端电压将自发增大，带来不安全因素），可以大为提高启动的成功机率。

此外，传统黑启动方案多是利用水电机组启动火电机组，但水电站往往远离用电端的城市地区，输电线路越长越容易出现安全事故。而储能电站随时可以参与黑启动，且大多储能电站位于市区，送电时间要比水电机组短。

更多的储能电站叠加储能黑启动技术，电网大面积停电事故的发生率也就更为降低。储能电站此时，才是“善战者无赫赫之功”。

不过，新型储能电站不仅要“养兵千日用兵一时”，也要做好本职“储能”。按照不同的应用场景，新型储能可以分为电源侧、电网侧和用户侧，不同的应用场景的商业模式不同，在不同市场环境下的盈利能力也有差异，而国内和国外对储能的需求也存在差异。目前国内发电侧储能仍未形成有效的商业模式，未来依然需要在不同商业场景中探索出更多成熟的盈利模式。

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写在最后

据亿欧调研部分光伏企业从业者，目前分布式光储电站的IRR 普遍都在10%以上甚至达到15%，也就是六七年即可收回成本。对于民间投资者来说，这样的高收益率已经属于非常好的投资项目。这这些新型储能的主要利润来源，就是“峰谷价差套利”。据了解，目前广东、江浙沪等省份都是峰谷价差较大的地区，某些时段最大甚至可以达到1.5元左右。这就为新型储能电站的盈利提供了充分的空间。

而据最新公布的2023年3月电网企业代理购电价格，3月全国峰谷价差仍然以浙江省为最高，价格为1.33元/度。峰谷电价差超过0.7元以上的地区达到了23省市；但3月起有多省不再执行尖峰电价，因而最大峰谷电价差有明显回落，如河北、吉林等。

实际上，峰谷价差拉大也是国家期待的改革方向。据2021年7月国家发改委发布的《进一步完善分时电价机制的通知》，各地要统筹考虑当地电力系统峰谷差率、新能源装机占比、系统调节能力等因素，合理确定峰谷电价价差，上年或当年预计最大系统峰谷差率超过40％的地方，峰谷电价价差原则上不低于4：1；其他地方原则上不低于3：1。

如此高的峰谷电差，新型储能15%的收益率，甚至都只是起步。据东吴证券测算，若峰谷电价价差提高至4:1，即价差值在0.75-1.05 元/kwh，峰谷价差套利的收益率为12.4%-27.9%。最大接近三成的收益率，更会进一步吸引新型储能上的建设热潮。

那么如何理解峰谷价差拉大、储能电站预期收益率提升与储能电站利用率较低之间的矛盾？

据人民日报报道，一名新能源电站负责人指出，如果电站按照20%比例、2小时时长配备储能，总体投资增加约20%，内部收益率降低约4个百分点，目前来看仍然面临较大的投资压力。

对此中国电力企业联合会相关负责人则建议进一步完善市场机制，加快完善储能电站参与电力市场相关配套政策及实施细则，保障新型储能更好地融入电力市场；通过价格信号激励各类经营主体自发配置储能资源，引导社会资本参与新型储能建设；尽快完善新型储能商业模式，促进新型储能、灵活性煤电、抽水蓄能等各类灵活性资源合理竞争。

经济观察报报道也援引专业人士建议指出，只有加快完善现有电力市场体系中的储能政策体系，让储能项目在项目建设审批、充放电次数保障、交易机制和结算等方面有“法”可依，投资企业有合理收益预期，这一产业才能真正迈上发展“快车道”。

也就是说，新型储能的高收益率受地方政策、地方网架结构与负荷特性、电力市场化水平、储能商业模式等多种因素影响，只有在完美的情况下，才能实现理论上的高收益率。否则，就会是现实中的储能利用率低。

当我们在看到更多分析报告中对储能收益率的高预测之外，更需思考部分地区储能低利用率的现实。在理论计算与实际表现的差异中，获得对储能产业更深的理解。