新型储能距离“电力银行”还有多远？

作者 | 蒋波、杨亦编辑 | 杨亦随着新能源消纳的问题越来越紧迫，储能从业者比任何人都更加关注新型电力系统建设的一举一动。新型储能对于消纳的作用，真的如院士所说只是“长江水弄了几个装矿泉水桶”这样没价值吗？但储能业内玩家却坚信，新型储能将扮演电网的“稳压器”、用户的“绿电银行”。储能到底是“矿泉水桶”还是“绿电银行”？先要问问电力系统。在全球能源结构快速转型、清洁能源发电占比越来越高的趋势下，电力系统升级的迫切性，可以说早已到了“火烧眉毛”的时候。今年夏季用电高峰期来临前，多个工业大省再度陷入了“保供焦虑”，但四川等地仍不可避免的出现了拉闸限电的情况。那么随着“看天吃饭”的新能源接入越来越多，中国的城市电力系统到底怎么才能实现灵活、稳定的调度？在辅助电网调峰调频上，除了煤电、抽水蓄能，最具有想象空间的就是新型储能了。

储能的价值要在电网中定义

电网系统升级有多迫切，取决于两个方面。据德国电网数字化研究专家、德国能源经济分析师沈沂君向华夏能源网（公众号hxny3060）介绍，“衡量电网稳定性是否适应低碳电源结构，需看两方面重要指标，一是新能源发电装机容量在总发电容量的所占比重（在德国大于100MW的发电站中，新能源装机占比 67.3%），二是新能源发电量在总体发电量中所占比重。”来看看中国当前的数据：国家能源局今年7月年中发布会的数据显示，2024年6月底，全国可再生能源发电装机达到16.53亿千瓦，约占我国发电总装机的53.8%；同期，再生能源发电量（1.56万亿千瓦时）占比是35.1%；其中，风、光发电量（合计9007亿千瓦时）约占全部发电量的20%，同比增速约为23%。按照这样的增速，未来风光发电量的占比仍在继续快速攀升。以电网智能化水平较高的德国为例，沈沂君表示，德国在2023年的新能源发电比重已达51.8%了——实际上在远未达到这个指标前，德国电网在传统条件下的输发配送体系就已经实现了较高稳定性。但随着新能源发电占比在近20年的快速提高，对保持原有稳定性提出了更大的挑战，尤其是来自于经济性的考量，这要求德国电网进一步加深数字化和智能化转型。同时，德国本土光伏配储也得到了普及。据公开报道，截止2023年8月，德国本土光伏配储渗透率已超过了20%。并且德国市场的光伏配储体现出较好的经济型，IRR为18.58%，投资回收期为6.203年。这刺激了其2023年的户储市场持续火爆，半年装机量就超过了2022年全年总量。因此，储能的价值，必须要放在新型能源体系、新型电力系统中去定义。正如远景集团高级副总裁、远景储能总裁田庆军所说，在中国，储能也正成为风电、光伏等新能源发展的“新增长极”。

储能装机仍在快速增长。中关村储能产业技术联盟（CNESA）发布的白皮书显示，2023年中国新增投运新型储能装机规模21.5GW/46.6GWh，功率和能量规模同比增长均超150%，3倍于2022年新增投运规模水平。这一增速超过了同期的光伏、风电新增装机的增速。而未来，储能装机增速高于风电、光伏将是常态（见华夏能源网报道《远景田庆军：储能装机增速高于风电、光伏将会成为常态》）。中国要实现双碳目标，至少需要100亿千瓦的风电光伏装机，目前刚刚超过12亿千瓦，空间和潜力巨大。但随着风电、光伏发电量渗透率已经达到20%，已经接近电网承受的极限，对电网安全稳定运行带来巨大挑战。电力系统要兼容高比例风电、光伏，大规模配储是必然。风光要继续发展，储能必须先行。但需要正视的是，储能装机量的上一轮放量，主要驱动力在于新能源配储。公开批评“在大规模新能源消纳中，新型储能基本上没发挥什么显著作用”的刘吉臻院士，实际上还说了下半句——新型储能在需求侧的应用要远远好于在源网侧。那么到什么时候，新型储能发展才能不再依赖于新能源“强配”呢？回答这个问题，要看新型储能电站能不能独立实现收益。

储能盈利的前提，是度电成本下降

田庆军在第十一届中国国际光储充大会开幕式演讲中提出预判，“2025年将是储能行业的一个分水岭。也就是说，明年储能有望在部分省份实现独立盈利。”远景集团高级副总裁、远景储能总裁田庆军在EESA开幕式上演讲作出这一预判是基于两个逻辑。第一个逻辑，是储能价格和度电成本的下降；第二个逻辑，是基于电力市场尤其是电力现货市场的开放程度。自去年中旬以来，储能行业迎来了一轮降价潮。储能系统招标、中标价格持续下降；进入今年，其价格进一步下探。数据显示，今年年初，大储市场储能系统中标价格还在0.8元/Wh附近，而目前价格已下滑至0.5元/Wh左右。在刚刚结束的EESA储能展上，储能厂商科陆电子推出工商业储能新品，并报出0.598元/Wh的低价，刷新了此前工商业市场的最低价（0.72元/Wh）。储能行业价格的走低，主要得益于储能系统集成商通过技术创新和精细化管理来推动的迭代升级，从而使得储能产品实现了大幅降本。一方面为了让储能产品成本快速降低，一方面还要保证利润，采用大容量电芯以提高储能产品的单体能量密度则成为了重要方法。最直接的体现是，2024年以来，大容量、高能量密度的储能产品接连密集发布，且纪录不断被打破：4月，宁德时代正式发布6.25MWh天恒储能系统，进入6MWh时代；6月，兰钧新能源又推出7.03MWh储能系统，继续推高容量水平；而在EESA储能展上，远景储能正式推出8MWh集装箱系统，“全球最大容量储能系统”由此诞生，储能行业进入了8MWh时代。远景8MWh集装箱系统使用700Ah大电芯，RTE达到96%，能力密度440+Wh/L，循环次数超15000次，这对远景储能在20尺集装箱内实现容量突破8MWh具有关键作用，标准20尺集装箱容量越大，意味着能量密度越高，度电成本也就越低。远景储能在EESA期间推出的8MWh集装箱系统储能能量密度越来越高，不仅仅创造了储能本身的单千瓦价格的下行，还创造了整个电站其他电价的下行，比如电缆、BOT、用地面积、征地面积等都在下降，使得储能系统的度电成本整体下行。

储能的交易本质，要看电力现货市场

储能未来的终极发展形态是什么，先要理解“储能的本质是交易”。储能不仅仅能在电网侧能够成为“稳压器”，在用户侧则将成为“绿电银行”。在高比例新能源接入电网的情景下，储能将成为电网的“稳压器”，不仅帮助电网调频调峰，还会具备构网功能，支撑新型能源系统安全稳定运行。而除此之外，新型储能未来发挥价值的最重要场景，是参与电力现货市场交易。比如工商业主，可以基于现货市场的交易规则，让已投运的储能电站进行峰谷套利，存储的绿电通过一充一放的模式，实现盈利，这一模式就十分接近“绿电银行”的概念了。而储能参与现货交易的可能性，有赖于电力市场的进一步开放。早在2022年1月，国家发改委、国家能源局在《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》中明确提到，到2030年实现新能源全面参与市场交易的总体目标。此后，国内新能源入市节奏明显加快。《中国新能源发电分析报告2024》显示，2023年，国内新能源市场化交易电量6845亿kWh，占新能源发电量的47.3%，部分大型发电企业新能源参与现货市场的比例已经超过50%。

如今，国内电力现货市场在多个省市试点多年后，正在陆续转正。9月5日，甘肃省电力现货市场转正，成为第四个转正的现货市场（见华夏储能报道《全国第4个！甘肃电力现货市场正式运行》）。而行业普遍认为，国内新能源全面参与电力市场交易的时间可能会提前。只要参与现货市场，就相当于打开了储能的全新“收益渠道”，盈利性问题将会全面改善。田庆军在接受华夏能源网采访时表示，“过去大家对储能价值的理解，局限在调峰调频方面。但我们认为，储能本质上就是交易，其最大、最核心的价值创造还是在电力现货市场进行峰谷套利。”绿电未来进入电力现货市场交易，最大的改变在于绿电将“由市场定价”（过去是按基准价全额保障性收购），最核心的要素也是电价。因此田庆军判断，未来储能会比风电光伏更赚钱。他认为，风电、光伏未来全部进现货以后，按照现在的预测，2030年中国有望装机总量达到30亿千瓦，将来每年建3亿千瓦，到2030年，中国会有如此大规模的风电和光伏全部进入电力现货市场，基于市场调节，绿电的电价压力“不是一般的大”。绿电入市后，电价具有的波动性和不确定性，给进入该市场的储能用户盈利带来了巨大挑战。“这时就是储能大展身手的时候了。”田庆军说。