中國儲能網訊：2019年5月底，國家發(fā)改委正式印發(fā)《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》明確電儲能設施不得計入輸配電價，這意味著輸配電價還不能成為儲能尤其是電網側儲能新的可行商業(yè)模式。
2019年12月，在國家電網公司內部發(fā)布的826號文，《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》中規(guī)定：不得以投資、租賃或合同能源管理等方式開展電網側電化學儲能設施建設。
這意味著，曾在2018年以來呈現爆發(fā)式增長的電網側儲能，陷入“僵局”。儲能產業(yè)的未來將何去何從？
01 電網側儲能僵局
電網側儲能之所以會急轉直下，主要原因是其投資不能計入輸配電價，沒有人為投資掏腰包，自然就沒了方向。
眾所周知，之前電網側儲能所采用的是租賃模式，即業(yè)主建立儲能電站后，通過容量或電量租賃，由電網公司支付租賃費用。租賃期限則不等，租賃期限結束后，再由業(yè)主將資產移交給電網公司。這一模式的關鍵，是電網公司承擔了兜底的作用。正因如此，電網內部希望將儲能資產歸入輸配資產，通過重新厘定輸配電價來疏導投資收益。
而隨著國家否定了儲能計入輸配電價和租賃制，對于電網公司而言，之前的租賃模式等于犧牲自己的利益來大規(guī)模投資電站，這顯然影響電網的積極性。
02 “新能源+儲能”，儲能產業(yè)的希望？
國網湖南省電力有限公司日前下發(fā)的《關于做好儲能項目站址初選工作的通知》顯示，為解決新能源消納問題，經多方協(xié)商，目前湖南省28家企業(yè)已承諾為新能源項目配套建設儲能設備，規(guī)模總計388.6MW/777.2MWh，這相當于2019年我國全年新增電化學儲能總規(guī)模的75%。據記者了解，這些配套儲能項目將與新能源發(fā)電項目同步投產。這是真的么？
“新能源+儲能”利于應對新能源發(fā)電的波動性、隨機性等致命缺點，從而有力促進電力消納，被認為是新能源未來發(fā)展的“標配模式”。在此之前，青海、新疆、山東等地都有過類似嘗試。但無論是針對風電場還是集中式光伏電站，無論是強制要求還是適當獎勵，在政策落地和后續(xù)執(zhí)行上，先行先試的幾個省份均遇到一定阻力，效果并不理想，有的甚至被迫叫停。
湖南為何要求新能源開發(fā)企業(yè)“承諾”配置儲能呢？原因是湖南省風電消納形勢相對嚴峻，電網企業(yè)是承擔消納責任的第一類市場主體，需承擔與其年售電量相對應的消納量。“能源主管部門要考核電網消納指標，但是又不明確具體的鼓勵政策，逼得電網只能去逼發(fā)電企業(yè)，進而把電網和發(fā)電綁在一起，給主管部門施壓?！?
“新能源+儲能”的核心難題歸結為資金來源。錢誰出？事實上，在湖南長沙就建有國網系統(tǒng)最大規(guī)模的電網側儲能電站，電站總規(guī)模120MW/240MWh，一期建設規(guī)模為60MW/120MWh，一期投資便已超4億元。據測算，基于當前湖南省的峰谷電價政策和目前的電池技術，該電池儲能電站在全壽命周期內仍處于微虧狀態(tài)。
備受業(yè)內關注的新疆光儲示范項目為例，也存在“賬算不過來的問題”。根據新疆光儲政策，是給儲能項目所在光伏電站每年增加100小時優(yōu)先發(fā)電電量，持續(xù)五年。這樣這100小時發(fā)電量大概每度電會多出幾分到一兩毛的收益，算下來，100MW的光伏電站，每年的收益會增加幾十萬元不等，這個收益也不足以支撐儲能的投入。
為了并網，電源企業(yè)的承諾是有了，后續(xù)能否順利推進，還要假以時日。核心關注點是儲能項目的投資回報預期，從前我們就說過，不以回報為目的的投資，都是耍流氓。
03 “尷尬”的儲能調頻
實際上，除了電網側，電源側之外，儲能在需求側響應也曾被寄以厚望。相比較其他的儲能應用場景，調頻輔助服務還是有政策支撐的，但是它的市場有多少大？
“積極推進電力輔助服務市場建設，實現調頻、備用等輔助服務補償機制市場化。建立電力用戶參與承擔輔助服務費用的機制，鼓勵儲能設施等第三方參與輔助服務市場。”可以看出，在國家政策層面，儲能調頻一直是受到國家政策的重視和持續(xù)支持的，儲能聯(lián)合發(fā)電機組參與電力輔助服務已經興起，而未來，依然會在國家政策的指導下快速前行。
從最初的電力輔助服務補償、到后來的報價模式、到近期的建立電力用戶參與承擔輔助服務費用的機制，可以看出國家對于儲能調頻是一個重點扶持到行業(yè)成熟后慢慢回歸公平市場交易平臺的過程，倡導儲能調頻的逐步實現其商業(yè)化的進程，最終走向其成熟的商業(yè)模式，是可以預見的。
在輔助服務調頻側，市場容量已接近飽和。以廣東火電AGC儲能調頻為例，根據多方資料初步統(tǒng)計，截至2019年4月，廣東區(qū)域該類項目至少達到13個。從投資的角度看，若這些項目今年全部投運，廣東AGC儲能調頻市場將接近飽和。多位業(yè)內人士透露，“廣東AGC儲能調頻市場因為‘空間有限、窗口短暫’的時空逼仄特點，給決策者靜觀待變的緩沖期并不多”。
儲能輔助電網調頻的經濟性遠好于削峰填谷，投資回收期IRR可達到11%，甚至更高。但是目前對于儲能調頻的發(fā)展如果過度競爭，勢必會降低了投資的回報，也由于市場中越來越多的企業(yè)入場加大了行業(yè)競爭導致市場越發(fā)混亂。
這也必將引發(fā)行業(yè)健康發(fā)展的“尷尬”隱憂。
04 用戶側儲能的套利空間正在被擠壓
在用戶側，連續(xù)兩輪一般工商業(yè)電價大幅下降20%，導致峰谷價差套利空間進一步縮小，儲能的商業(yè)機會同樣難尋。同樣以廣東地區(qū)為例，居民生活電價可自愿選擇執(zhí)行峰谷電價或階梯電價，但受限于生活用電小，用電習慣彈性小等因素制約，居民戶用儲能不具備大規(guī)模推廣條件。
對商業(yè)綜合體、CBD、大型酒店等商業(yè)用戶而言，珠三角地區(qū)除深圳外均執(zhí)行固定的商業(yè)綜合電價，該政策下不存在峰谷價差，儲能峰谷價差套利的基本模式并不存在。
電池成本的下降空間要大于峰谷電價套利下降的空間，但峰谷電價對收益的敏感性要高于成本的影響。以江蘇南京的峰谷電價為例進行測算，一個10MWh的電化學儲能項目，稅后項目全投資收益率為6.7%左右，考慮項目在實施過程中一些不確定因素的變化，分別對電池價格、電價峰谷差、儲能電池全年運行天數做了單因素變化對內部收益率影響的敏感性分析。其中電價峰谷差的提高或降低對IRR的影響最為敏感，其次是儲能電池全年運行天數，而電池價格的變化影響最小。
