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叶小荣

国内发电侧储能仍未形成有效的商业模式

国内发电侧储能仍未形成有效的商业模式。

与国外户用储能市场截然相反,国内发电侧储能可能是利润空间最小、竞争最为激烈,也是最劣质的一块市场。

这背后的根本原因在于,国内发电侧储能仍未形成有效的商业模式。天风**指出,当下时间点,我国的储能系统无论在发电、电网、用电侧均不具备经济性。但在政策端强制要求发电侧配置储能的情况下,未来我国的储能市场将主要由发电侧来驱动。

目前国内光伏和风电场配备储能系统的主要收入来源是提供调峰服务,但按照目前的补偿标准,电站配备储能提供调峰服务并不划算。

据悉,目前储能电池一度电的储存成本在0.5~0.6元,如果再加上运行成本和能量损耗,成本要到0.8~0.9元/kWh,但大部分的调峰补偿价格都比这个数字要低。因此储能项目宁愿闲置也不愿意调用来参与调峰。正如《白皮书》指出,“已建储能项目大多还未形成稳定合理的收益模式”,“强配储能并网闲置的现象普遍存在”。

在此背景下,虽然国内有20多个省市下发相关文件要求新能源装机“强配”储能,但由于没有稳定合理的收益,导致储能项目白白投入、只能闲置,电站开发的利润空间反而被压缩。

尤其是在光伏、风电平价上网、上游原材料价格同样上升的情况下,电站开发企业的收益率本身就受到负面影响,势必会压缩储能这种额外成本,追求更低的价格而非储能系统的品质和耐用性。如阳光电源就在投资者交流会上表示,针对国内强配储能的要求,“尽量使用二线品牌的电芯。”

这一做法又会进一步造成储能企业的价格战,上游原材料的涨价难以有效传导,只能由储能企业自身消化吸收。尤其是自身实力较弱的中小企业,如《白皮书》所说“举步维艰”。

长期来看,储能商业化的问题得不到有效解决,那么“指标式”上马储能项目的现象就会始终存在。这不仅是一种资源的浪费,还会造成下游企业盲目追求储能的低成本,大打价格战,一直压制储能企业的盈利能力。

不过,在2030年碳达峰目标和强配储能的政策下,储能市场规模的增长始终是刚性的、确定性的。一旦市场机制得以理顺,这一赛道的盈利空间很有可能在瞬间爆发。这也是众多储能企业即使不盈利,也在不断加大投入的原因之一。

对于国内的储能企业而言,眼前是一条崎岖的山路,但未来会是一条越走越宽的大道。上半场比拼的是资金实力和低成本,这需要储能企业平衡好规模和利润,做到不掉队、可持续;

下半场比拼的才是技术和创新。一旦发电侧储能的市场机制理顺,下游客户关心的重点将由成本转为能效,这需要储能企业通过技术创新发挥出储能系统的最大潜力。正如中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇所说,“建设高效率、低成本、适配度高的储能电站,是储能行业追求的共同目标。”

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05月18日 11:00
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