新型储能深陷“盈利焦虑”

近日，一则“五大六小国央企发电集团因收益率低而停止实施锂电储能项目”的信息在储能业行业持续发酵。作为国内最大集采群体，一旦这些企业叫停锂电储能项目，对新型储能行业将是致命性打击。针对上述消息，某央企相关人士向《中国能源报》记者辟谣：“没有叫停，公司项目在正常推进中。”但沸沸扬扬的传言背后，充分暴露出新型储能的盈利窘境，以及市场对储能行业前景的担忧。不同于前几年市场对新型储能前景的过度乐观，经过几年落地实践，储能项目建而不用、作用有限的现实落差，难免会影响市场的投资热情。由此，引发行业的冷静思考——新型储能是否是新型电力系统的必需品？若不能叫停，又该如何找到自身的价值，实现长期发展？市场繁荣新型储能是指除抽水蓄能以外的新型储能技术，包括锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢储能等。近年来，在推进碳达峰碳中和目标下，新型储能被认为是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，出现了爆发式增长。其中，锂离子电池因高能量密度、长寿命、快速响应等特点，是目前市场应用最广、技术成熟度最高的储能技术。数据显示，截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机31.39GW/66.87GWh，平均储能时长2.1小时。2023年新增装机22.60GW/48.70GWh，较2022年底增长超过260%。锂离子电池储能占据97%以上的市场份额。2023年，我国新增新型储能在电源侧、电网侧、用户侧装机占比分别为41%、56%和3%。国央企是新能源产业发展的国家队，也是新型储能项目采购的主力军。2023年我国新增投运新型储能装机top10采购单位规模合计占比达90%，就以“五大六小、两网、两建”为主。“若叫停锂电储能项目，可能符合部分发电企业个体利益，但对行业而言将是一场毁灭性打击。”某储能系统集成商有关人士向《中国能源报》记者表示，最近在忙着新年工作部署，从目前市场情况来看，项目招标、工程建设仍在有序推进中。新型储能产业正常运作，可以从国央企采购招标中得到佐证。比如，1月16日，大唐集团2024年度2GWh磷酸铁锂电池储能系统框架采购项目开标，吸引了49家企业参与投标，平均报价0.683元/Wh。新型储能不仅是一个个项目，已然成为各地经济发展的新动能。近期各省（区市）陆续召开2024年经济工作会议，新型储能多次被重点提及。比如，河北提出，积极推动抽水蓄能电站项目、新型储能示范项目建设；安徽提出，大力培育先进光伏和新型储能、新材料等战略性新兴产业；山西则表示，积极发展风电光伏、抽水蓄能和新型储能，推动煤电和新能源优化组合。作用有限在某种程度上，叫停储能项目的传言反映了部分企业心声。上述央企人士称，“这些年一直都是能拖就拖、能不建就不建。以前的储能项目不多，还能勉强配上，但现在各方面的压力都很大。”传言背后的逻辑值得深思。新型储能蓬勃发展，并不是市场驱动的结果。目前，我国有20多个省份发布了新能源配备5%—40%储能的相关政策文件，时长为1—4小时，并将其作为新能源并网或核准的前置条件。而配建储能的成本主要由发电侧承担。据记者了解，一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，其初始投资将增加8%—10%；而风电场配建同样容量的储能项目，其初始投资成本将增加15%—20%。耗费重金配置的储能，却不能解决新能源随机性、波动性、间歇性的特点给电网安全运行带来的挑战。中国电力企业联合会发布的《2023年上半年度电化学储能电站行业统计数据》显示，2023年上半年，我国电化学储能电站日均运行4.17小时，仅达到电站设计利用小时数的34%。