目前，電儲能行業(yè)面臨的最大挑戰(zhàn)是，投資收益率較低，同時，無法通過輸配電價、電力現(xiàn)貨等形式獲得收益。
“理想很美好，現(xiàn)實很骨感”，正是儲能行業(yè)當下最真實的寫照。
目前的儲能行業(yè)正在遭遇“成長的煩惱”。“儲能太難做了”“幾乎沒什么利潤”“我們已陷入財務困境”，投資電儲能的企業(yè)紛紛向記者感慨其面臨的窘境。
夾縫中求生存的電儲能行業(yè)，如何破解投資回報過低的難題?
投資從激情轉(zhuǎn)向理性
自從2017年頒布首個國家儲能產(chǎn)業(yè)指導性政策以來，儲能行情經(jīng)歷了“過山車”。僅電化學儲能新增裝機規(guī)模就從2017年的120.9兆瓦迅速攀升至2018年的682.9兆瓦。隨后，2019年電化學儲能新增裝機規(guī)模同比下降了6.7%。
“2018年，電儲能新增裝機容量同比增長464.4%， 電化學儲能的迅猛增長，得益于電網(wǎng)側(cè)儲能的異軍突起。去年電儲能新增裝機容量與前年相比，同比增速出現(xiàn)下滑趨勢，主要是因為國家明確規(guī)定，抽水蓄能電站和電儲能設施的成本費用不得計入輸配電定價成本，電網(wǎng)側(cè)儲能按下暫停鍵。”中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟(CNESA)副秘書長李臻對記者表示，“不過，去年儲能新增裝機增速回調(diào)是正常的，畢竟2018年儲能新增裝機基數(shù)低。今年醞釀中的儲能項目較多，近期就有不少國內(nèi)較大項目招標、落地，預計今年電儲能市場會好于去年。”
記者采訪發(fā)現(xiàn)，火爆的電儲能投資正在從激情澎湃轉(zhuǎn)向理性謹慎。不少投資企業(yè)已從前期大規(guī)模開拓市場階段，向更多考量投資收益率轉(zhuǎn)變。如今，企業(yè)更多在思考，投資的儲能項目能否有合理的投資收益率?每個電站配儲能是否為最優(yōu)解決方案?地方鼓勵政策是否具有可操作性?在骨感的現(xiàn)實面前，投資者更趨謹慎。
縱觀近兩年儲能行業(yè)發(fā)展，雖也有支持政策出臺，但真正促進其發(fā)展的補貼、電價機制等核心政策卻一直未明確。在最常見的用戶側(cè)峰谷價差收入模式下，儲能項目普遍虧錢。雖然可再生能源配套儲能政策頻出，但沒有補貼刺激，儲能行業(yè)難以像電動汽車、光伏、風電行業(yè)一樣快速發(fā)展。
投資成本尚無回收渠道
目前，儲能行業(yè)面臨的最大挑戰(zhàn)就是，我國電儲能市場投資收益率較低，更無法通過輸配電價、電力現(xiàn)貨等形式產(chǎn)生收益。
一位不愿具名的企業(yè)儲能部門負責人在接受記者采訪時大倒苦水，“儲能利潤率越來越低了，收益分成比例的變化也攤低了儲能收益。以前用戶側(cè)與儲能投資商收益分成按照1:9的比例，今年開始，普遍采取2:8的比例。”
“問題的關鍵是，儲能項目沒有合適的盈利模式，以用戶側(cè)儲能項目為例，能否賺錢完全取決于峰谷價差空間到底能有多大，能不能覆蓋投資成本，然而現(xiàn)在很多地方的峰谷價差空間與儲能度電成本相比差不了多少。”華東電力設計院智慧能源室主任吳俊宏對記者表示，新能源電站配套儲能的技術邏輯本質(zhì)上與電網(wǎng)側(cè)儲能是一回事兒，用做電力輔助服務的調(diào)峰、調(diào)頻。但是，在如今輔助服務市場不成熟的條件下，儲能通過電力輔助服務市場掙錢較為困難。
吳俊宏在5月7日CNESA儲能百家講堂中表示，新一輪“電改”前投資儲能時，無論是用戶側(cè)儲能項目基于目錄電價的峰谷平價差，還是電網(wǎng)側(cè)儲能項目基于保障電網(wǎng)安全運行的相關設備投資，其盈利模式是清晰的。同時，如果沒有“電改”，電儲能很可能會成為類似SVG等無功補償設備的新能源并網(wǎng)標配。但是，2015年新一輪“電改”后，電網(wǎng)公司的身份發(fā)生了變化，電價形成機制也發(fā)生了變化，從而導致儲能的投資回收邏輯發(fā)生了改變，尤其是在用戶側(cè)儲能，目錄電價取消意味著電儲能收益不能在穩(wěn)定的峰谷平電價邊際條件下討論。 “換句話說，目前電儲能投資成本沒有穩(wěn)定的回收渠道，儲能市場投資的風險有所增長。”
建議國家給予價格支持信號
目前，儲能行業(yè)所面臨的補償機制缺位是受訪業(yè)內(nèi)企業(yè)、專家談的最多的話題。受訪人士均表示，單純出臺發(fā)展儲能的補貼政策有難度，不過，國家層面可以在兩部制電價、容量電價等方面給予儲能明確電價方向，各地政府因地制宜的制定各自支持方案。
在國家發(fā)改委能源研究所研究員劉堅看來，電儲能盈利一方面靠降本，一方面靠電力市場和電價改革。電池成本正在呈現(xiàn)不斷下降趨勢，但是，電力市場環(huán)境和電價水平還難以反映儲能價值。
劉堅對記者表示，支持儲能發(fā)展的政策應該聚焦市場建設層面，一是給儲能特定市場身份，將其與傳統(tǒng)發(fā)用電資源區(qū)分開來，二是電力市場規(guī)則設計要更精細化，比如加快輔助服務市場建設、引入更高分辨率的電力現(xiàn)貨市場和輸配電節(jié)點電價助推儲能市場發(fā)展。
此外，業(yè)內(nèi)人士建議，在沒有明確的電價和成本核算體系及成本回收方案的情況下，建議探索建立與電力市場化運營相配套的儲能價格機制。
在中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟高級政策研究經(jīng)理王思看來，在電力市場和價格機制尚無法反映儲能配套系統(tǒng)應用價值的情況下，有必要出臺過渡政策以支持可再生能源與儲能協(xié)同發(fā)展。“目前推行的可再生能源綠證和配額制也是過渡政策，長期來看，通過電價體現(xiàn)全民負擔綠色電力成本。”他預測，短期內(nèi)，可再生能源配儲能可能會促使一些新商業(yè)模式出現(xiàn)，儲能投資方和發(fā)電企業(yè)共享收益和風險，再通過輔助服務市場獲得補償。
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