來源：網(wǎng)絡
2023年，無論是儲能的國內(nèi)外市場，還是儲能上下游產(chǎn)業(yè)鏈，都在面臨卷價格、卷交期、卷服務、卷產(chǎn)品的階段。在“內(nèi)卷與過?！毕?，不少企業(yè)出現(xiàn)裁員或停產(chǎn)，還有企業(yè)甚至宣布直接退出。
例如，2023年9月，遼寧厚能科技股份有限公司稱因鋰電池生產(chǎn)規(guī)模小及設備陳舊，其生產(chǎn)成本較高，不適應市場需求，決定停止鋰電池生產(chǎn)。
在這種“危機”時刻，任何業(yè)內(nèi)的風吹草動都會激起波瀾，更何況是包攬儲能大多數(shù)招標項目的“五大六小集團”。
據(jù)北極星儲能網(wǎng)統(tǒng)計，在2023年內(nèi)，各大央企發(fā)電集團共發(fā)布了25批次集采，合計采購儲能系統(tǒng)超36GWh，儲能電池24GWh，儲能PCS合計超4.8GW。
若真如上圖傳言所說，那儲能企業(yè)的“生存戰(zhàn)”將變得更加殘酷。
不過，經(jīng)過《環(huán)球零碳》與業(yè)內(nèi)驗證，“五大六小集團全部放棄鋰電儲能項目”傳言非真。部分企業(yè)表示，2024年，可能會對儲能的項目收益率審核更嚴格，獨立項目批復更為謹慎，但強制配儲項目不會停止。
雖然此次傳言只是虛驚一場，但對于2024的儲能發(fā)展趨勢，也許可以從中了解些許。
01.獨立儲能項目批復將減少？
傳言中最令人驚訝的是“儲能不做了”這幾個字，雖對此已經(jīng)辟謠，但《環(huán)球零碳》認為并非空穴來風。
“儲能不做了”是不可能，但“放緩儲能”卻有一定可能。
從宏觀層面來看，據(jù)2023年儲能產(chǎn)業(yè)數(shù)據(jù)顯示，到2023年年末，我國累計新型儲能的裝機規(guī)模超過30GW，已基本達成“到2025年，新型儲能裝機規(guī)模達3000萬千瓦（即30GW）以上”的目標。
可以說，這完全提前于“頂層規(guī)劃”的時間節(jié)點。在此背景下，對于儲能項目的批復可能會放緩。
從項目層面來看，目前儲能確實是發(fā)展起來了，但實際卻面臨著“低調(diào)用率”的現(xiàn)實難題，國家的初衷還是沒有達成。
新能源配儲和獨立儲能是目前貢獻儲能裝機規(guī)模的兩大主要類型。據(jù)2022年投運的新型儲能項目容量數(shù)據(jù)，這兩者容量占比分別為45%和44%。
尤其是新能源配儲，原本配置儲能后可以減少了棄風、棄光現(xiàn)象，提高新能源消納率，實際上卻成了擺設，建而不用。
以山東為例，據(jù)儲能盒子統(tǒng)計，2023上半年，山東獨立儲能規(guī)模是197.6萬千瓦，上半年等效運行時長543小時，配建儲能共計85.4萬千瓦,等效運行時長192小時。而配建儲能利用小時數(shù)僅為獨立儲能的1/3。若按單位造價2.5元/KW計算，有高額的電力設備沒有用起來。
山東配建儲能的狀況只是全國強制配儲狀況的冰山一角。
據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計數(shù)據(jù)顯示，2022年，國內(nèi)新能源配儲項目不調(diào)用是常態(tài)，平均等效利用系數(shù)僅6.1%，幾乎是獨立儲能該系數(shù)的一半。雖然2023年這個系數(shù)可能有所提升，但問題依然存在。
沒有用武之地也意味著并不賺錢，只能配合新能源獲取售電收入，卻沒有自己獨立的收入來源，因此這也導致新能源配儲被認為是“賠錢貨”。
《世紀儲能》曾采訪業(yè)內(nèi)人士表示，建設儲能只是企業(yè)獲得新能源指標的一種手段，是能否并網(wǎng)的先決條件之一，為了應對相關要求和檢查。如果沒有強制配儲的要求，現(xiàn)階段企業(yè)缺少配儲的熱情，因為配儲直接拉高了電站的投資成本，根本沒有賬可算。
針對這種情況，山東在2023年9月發(fā)布全國首個配建儲能轉(zhuǎn)獨立儲能的試點文件《關于開展我省配建儲能轉(zhuǎn)為獨立儲能試點工作的通知》。
相比較配建儲能，獨立儲能不受地域位置限制，更重要的是獨立儲能電站可以以獨立主體身份接受調(diào)度和參與電力市場，其收益來源更為多樣，利用率也相對更高。
身份的轉(zhuǎn)變也是盤活資源的一種替代方法。一方面，可以節(jié)省獨立儲能本身的建設成本，另一方面，又可以解決部分配建儲能沒有用武之地的問題。
業(yè)內(nèi)人士認為，此文件的發(fā)布大有星火燎原之勢，2024年預計將有更多省市出臺類似鼓勵配建儲能轉(zhuǎn)為獨立儲能的政策。
因此，當配建儲能轉(zhuǎn)為獨立儲能后，電力規(guī)劃總院預計，在電網(wǎng)側(cè)關鍵節(jié)點集中配置儲能的容量需求可降低20-30%左右。
02.儲能項目收益模式日漸清晰？
傳言中另一個討論關鍵詞是“儲能收益率”。
對此，業(yè)內(nèi)人士有著統(tǒng)一認知：無論是配建儲能還是獨立儲能，項目整體收益率較低。配建儲能在上文提到算是“賠錢貨”，獨立儲能的收益率也令人擔憂。
以寧夏獨立儲能為例。據(jù)國家能源局及寧夏政府研究室發(fā)展研究中心數(shù)據(jù)，截至2022年底，寧夏新型儲能并網(wǎng)量為900MW，在我國排名第二。
然而，寧夏獨立儲能的收益率卻不太理想。
現(xiàn)階段寧夏獨立儲能是以“容量租賃+調(diào)峰輔助服務”盈利模式。經(jīng)EESA領跑者聯(lián)盟測算后，寧夏100MW/200MWh獨立儲能初始投資28,000萬元，投資回收期18年，20年期凈現(xiàn)值為2,349萬元，項目IRR理論值僅為3.9%。
圖說：部分年份測算結(jié)果（非完整項）
來源：EESA領跑者聯(lián)盟
實際上，寧夏獨立儲能兩項收益來源都比測算的更不理想。
從容量租賃來看，據(jù)新華社調(diào)查，寧夏某電站目前只有一家租賃客戶，實際僅出租10%的容量。在此前EESA領跑者聯(lián)盟的測算中，是以容量實現(xiàn)100%租賃為條件，當初始租賃比例下降為60%時，IRR直接為負數(shù)。（如下圖）
來源：EESA領跑者聯(lián)盟
再從調(diào)峰輔助服務來看，按《寧夏電力輔助服務市場運營規(guī)則》，調(diào)峰補償?shù)纳舷拊O置為0.6元/kWh，試點項目可達0.8元/kWh。但據(jù)新華社調(diào)查，目前儲能電站參與調(diào)峰輔助服務市場的實際度電收益為約0.48元/千瓦時，這相當于又會減少20%的收入。
這其中的問題很簡單，寧夏獨立儲能電站的收益來源過于單一。相較而言，內(nèi)蒙古獨立儲能的收益率更高，原因在于盈利模式更多元，分別來源于容量補償、現(xiàn)貨市場、輔助服務。
尤其是現(xiàn)貨市場，幾乎一半以上的收益都來于此。原因是蒙西電力現(xiàn)貨市場峰谷差價明顯，如下圖所示，2023年9月蒙西（呼包東、呼包西）月均峰谷價差0.8元/kWh以上。
來源：蘭木達數(shù)據(jù)
可見，探索獨立儲能電站收益率提升的關鍵在于參與多種模式的收益場景。
除拓寬收益渠道以外，儲能系統(tǒng)的成本也在大幅下降，相較于2022年底的1.5-1.8元/wh，如今僅0.7-0.9元/wh，因此在其他條件均不變的情況下，儲能項目實際收益率已高于去年同期。
總之，儲能行業(yè)并不是一個暴利的行業(yè)，必須要使得其收益能夠滿足正常的經(jīng)營需要才能保持可持續(xù)發(fā)展，從蒙西儲能發(fā)展來看，獨立儲能的盈利模式日漸清晰。
