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度电成本已四毛,新型储能临爆发前夜?

财联社发布时间:2024-09-20 08:59:43

  储能玩家众多,从蓝海到红海仿佛就在一瞬。据不完全统计,今年上半年,储能行业新增注册企业4万多家,储能企业的总数量已接近20万家。中关村储能产业技术联盟预测显示,下半年,新型储能项目将继续保持快速增长态势,预计全年新增装机30-41 GW。

  企业越多,竞争越猛烈。“今年上半年和去年,产业比较卷,给大家造成很大困扰。但实际上,这样的‘卷’导致储能度电成本已经降到4毛钱,再通过其他创新技术,未来向2毛、3毛发展,意味着什么?意味着新能源发电加储能星罗棋布的分布式能源发展指日可待了,包括新型储能大规模发展已经到了前夜。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会副秘书长、清华四川能源互联网研究院绿色储能研究所所长陈永翀如是说。

  近日在参加2024全球能源转型大会期间,上述观点给能联社留下深刻印象。业内早有专家说过,储能度电成本降到0.2元以下,整个行业就可以从“风光平价”走向“风光储平价”,新能源产业才能真正得到进一步发展。如今,这一天就要来了——在陈永翀看来,即使4毛钱的度电成本目前已是新型储能里面最具经济性的技术,还有继续下降的空间,“再有两年到四年的程度,新型储能度电成本大概率就能降到2、3毛”,换句话说,“2030年前,新型储能度电成本将比抽水蓄能还低”。

  平价背后是实力。能联社认为,“真”卷,除了卷价格,卷的更是技术、效率、安全等真实力。储能的价值,是要放在新型电力系统、乃至能源系统中去定义的,从这个角度看,当前是什么阻碍着储能产业的“真卷”?能联社在会上听到了来自行业协会、科研院所、重点企业的不同声音,在此分享其中的三个典型问题。

  配储模式仍单一,储能价值未能充分发挥

  “为什么有那么多储能技术,最根本原因是储能场景是多样的,所以不可能存在唯一技术可以覆盖所有储能场景。”陈永翀表示。

  虽说目前,在各地新能源配储政策的支持下,电源侧储能得到迅猛发展,配储模式单一却仍是行业面临的突出问题。

  华电电力科学研究院有限公司副总工程师田鑫提出三个“单一”:一是配储技术类型单一,电源侧配储98%以上仍是锂离子电池,多元储能有机结合的应用价值并未能充分发挥;二是应用场景非常单一,在现有电源侧配储中,95%以上都是新能源配储场景,其中约有68%是光伏配储,对于常规火电、水电和分布式电源的新能源配储应用的场景,价值同样发挥得不足;三是储能支撑功能非常单一,现有电源侧配储大约80%是由政策来强制配储,储能本可以为电力系统提供调峰调频、顶峰惯量响应以及爬坡、黑启动等综合功能,但强制配储的储能电站主要还是以调峰为主,并没有全面发挥支撑电力系统最大化价值的综合意义。

  跳出储能本身的“单一”,放到更大范围去看——清华大学电机系长聘教授、新型电力系统运行与控制全国重点实验室副主任程林认为,储能发展和新能源发展应该成为咖啡伴侣,“储能最后怎么发展,不能老停留在储能本身,而应该看看系统,系统需要的是调节,调节能力是新型储能的重点发展方向。也就是说,从新型电力系统理解储能到底应该如何高质量发展。”

  “大家为何普遍关注集中式储能技术,因为现在集中好做市场、有发电极端买单。但是集中的市场太卷了,而且集中的能量需求太大,靠电池去解决集中储能,我个人认为只是目前的权宜之计,不是长远方案。”程林举例。

  产品性能不达标,影响投资收益难以保障

  是谁在影响储能赚钱?“不是电网不调度,而是产品性能确实不达标。新能源厂站、储能电站越来越多,售后、安全等问题随之而来。”阳光电源光储集团战略客户解决方案总监尹保明直言。

  尹保明坦言,从第三方报告来看,设备主要存在的问题就是高故障率和低性能问题。“比如,电化学储能带来非计划停运,超过80%的情况都是因为设备缺陷、系统异常、集成粗放所导致。在整个电站运行过程中,超过五年以上的电站性能、效率下降达到6%以上的水平,主要是由电池导致的系统衰减、设备老化、运维不规范等各种各样问题,由此也带来投资收益难保障的问题。”

  此外,由于前期很多电站采用低价中标策略,导致选择一批系统的“拼凑”,软硬件接口、控制逻辑不匹配以及现场调试难、并网周期长等问题接踵而至。“我们调研过一个电站,长达半年时间没有并网,难度非常大。在并网过程中,各种性能不达标的问题很常见。各种软硬件控制策略问题,导致控制的紊乱,该出力时候电站无法满足调度要求。还有售后问题,拼凑的供应商出现问题后,各个供应商相互扯皮、界面不清,导致运维的效率非常低。”尹保明表示。

  据能联社所知,储能容量越来越大的趋势,无形中也导致厂家越来越难有足够精力在现场解决问题,过去依靠项目现场调试的模式,将来必定会越来越难。甚至有专家提出,未来必须在工厂完成预装式的设计、规模化的测试,甚至并网前就要先在厂里把问题全部解决,这样才能确保在现场快速连接、快速并网。也就是说,“越来越大”的趋势对产品性能要求也越来越高,值得储能企业细品、再细品。

  市场机制不健全,老生常谈的问题迟迟难解

  对于储能企业而言,市场机制早已不是新问题了。迟迟未解,难在何处?

  电源侧储能电站盈利水平偏低,在业内不是秘密。能联社了解到,一方面是其盈利还主要靠峰谷价差,而在不少地方,峰谷价差基本与储能电站度电成本相当,因此盈利空间非常有限,更难以覆盖项目从建设到运维的成本。另一方面,很多电源侧电站至今无法参与电力现货交易和辅助服务,影响电站收入机制和来源,这也成为盈利困难的又一个因素。

  说到底,背后缺的还是市场机制。电源侧储能在市场准入、调度规则等方面不够明晰,除了储能市场主体地位没有体现,通过引导储能项目从规划、建设到运营的市场引导机制也没有建立起来,市场价值难以发挥。发电侧储能有着类似遭遇——由于投资分摊比例和分摊方式仍无明确细则,现在主要是由建设主体买单,导致项目利用程度比较低,社会投资主体意愿不强,反过来限制了电源侧储能的发展。

  “有人说分布式储能是蓝海,现在分布式储能没人愿意干,其实原因是分布式光伏刚起来,大家还在赚钱。”程林认为,即便是这样的“蓝海”,背后也有很多需要理顺的问题,市场机制同样关键。“比如随着电动汽车下乡,很快将会面临巨大挑战。电动汽车下乡就是把电池送到农村去,可以把光储充放一起,将来解决农村新能源发展。绿色、安全和经济三个指标共同发展,要把分布式储能技术发展起来。”

  除了上述情况,储能行业还面临着标准体系不完善、安全及消防不到位、废旧电池梯级利用等问题。要想真正实现跨越,势必需要各个击破。

  其实这几年,整个产业也经历过大起大落,相信大家有着同感——这种起伏对行业的伤害极大。起的时候良莠不齐、什么都想上,落的时候产能过剩、众人一片哀鸿。既然如此,何必为了“卷”而“卷”?无论成本再降多少,避免重蹈覆辙,有解决问题的真实力才是根本。


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