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(dāng)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(wù)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(dǎo)性政策以來,儲能行情經(jīng)歷了“過山車”。僅電化學(xué)儲能新增裝機(jī)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(xué)儲能新增裝機(jī)規(guī)模同比下降了6.7%。
“2018年,電儲能新增裝機(jī)容量同比增長464.4%, 電化學(xué)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(jī)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(shè)施的成本費(fèi)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(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)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(jī)增速回調(diào)是正常的,畢竟2018年儲能新增裝機(jī)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(biāo)、落地,預(yù)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(jǐn)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(jǐn)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(jìn)其發(fā)展的補(bǔ)貼、電價機(jī)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(bǔ)貼刺激,儲能行業(yè)難以像電動汽車、光伏、風(fēng)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(fù)責(zé)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(guān)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(shè)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(shù)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(wù)的調(diào)峰、調(diào)頻。但是,在如今輔助服務(wù)市場不成熟的條件下,儲能通過電力輔助服務(wù)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(yùn)行的相關(guān)設(shè)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(bǔ)償設(shè)備的新能源并網(wǎng)標(biāo)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(jī)制也發(fā)生了變化,從而導(dǎo)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(fēng)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(bǔ)償機(jī)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(bǔ)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(yīng)該聚焦市場建設(shè)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(shè)計要更精細(xì)化,比如加快輔助服務(wù)市場建設(shè)、引入更高分辨率的電力現(xiàn)貨市場和輸配電節(jié)點(diǎn)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(yùn)營相配套的儲能價格機(jī)制。
在中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)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(jī)制尚無法反映儲能配套系統(tǒng)應(yīng)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(fù)擔(dān)綠色電力成本。”他預(yù)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(fēng)險,再通過輔助服務(wù)市場獲得補(bǔ)償。
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