新型储能“配而不用”问题亟待化解

本文转自：中国改革报

新型储能“配而不用”问题亟待化解

储能系统报价年降幅超40%，今年新增装机或继续飙升

□ 李宗品

2023年，我国光伏产业阶段性产能过剩、产品降价幅度超过40%，整个行业面临新一轮调整。无独有偶，我国刚刚兴起的储能行业也出现类似问题，由于各地集中上马相关项目，碳酸锂及电芯价格大幅下跌，储能系统和EPC中标报价不断降低。据相关机构预测，2024年我国储能新增装机仍将继续飙升，有望达85GWh~107GWh。与此同时，随着我国光伏、风电规模化发展，新能源消纳并网的瓶颈问题也在不断加重，而作为新型能源体系重要支撑的储能，在各地并网过程中，“配而不用”的现象却大量存在。这无疑对我国新能源高比例大规模可持续发展造成很大的制约。

根据“储能与电力市场”等机构最新发布的行业研究报告《2023年储能市场分析和2024年发展展望》，2023年中国储能新增并网项目规模达22.8GW/49.1GWh，是2022年7.8GW/16.3GWh新增装机的近3倍（按容量规模比较）。2022年到2023年，国内市场连续两年实现了超200%的高速增长。同时，2023年新增并网项目规模也超过过去10年中国储能市场累计装机规模的总和。2023年国内共有29个省份实现新增储能项目并网，新疆成为最大的区域市场，新增并网规模超过1GWh的地区共有13个。2023年，全国共有272家业主/开发商实现了储能项目并网，国家电投连续第二年成为国内最大储能开发商，新增并网规模超过1GWh的12家开发商全部为央国企能源开发商。过去一年里，国内有175家储能企业集体发力，为新增并网项目提供了储能系统，供货规模排名前十位的企业合计占了57%的市场份额。

与此同时，2023年储能采招市场出现了量增价跌的态势，空前内卷。据机构报告，储能采招市场2023年创造了48.2GW/118.5GWh的储能系统采购需求，是2022年44GWh采招总量的近3倍。相比之下，2023年碳酸锂价格较过去一年下降了83%，叠加电芯产能过剩、参与厂商众多、市场竞争激烈等因素，储能系统和EPC的最低报价不断降低。2小时和4小时储能系统月均报价在一年之内接近腰斩，分别下降44%和47%，全年最低报价均已经低于0.65元/Wh。据相关机构预测，基于产能投资的惯性，2024年我国储能新增装机仍将继续增加。全国人大代表、隆基绿能董事长钟宝申在接受媒体采访时也表示，去年以来，一线市场的储能系统价格经历了大幅下跌，不过与光伏产能过剩引发“劣币驱逐良币”的恶性竞争不同，储能的发展才刚刚开始，今明两年仍会保持非常高的增长速度。

有专家分析认为，随着我国光伏、风电规模化发展，新能源消纳并网的瓶颈问题日益突出，而作为新型能源体系重要支撑的储能，在各地并网过程中“建而不用”“配而不用”的现象却大量存在。据统计，目前全国已有28个省份出台10%~20%新能源强制配储政策，强制配储占电源侧储能比重超过80%。但从实际运行数据看，由于主动支撑等能力不足、收益模式不明确，新能源强制配储平均利用率低。不少能源企业负责人表示，当前，新型储能仍处于起步发展阶段，确实存在调度利用水平偏低等问题，需要在顶层设计上给予更多的政策支持。

全国人大代表、天合光能股份有限公司董事长高纪凡建议，大力推进我国光伏储能产业融合发展，构建光储协同的新能源装机模式，破解电网消纳压力和突破光伏装机瓶颈，可以打开市场的天花板，成为下一阶段新能源发展的关键。根据供需实际情况科学优化确定配储比例，完善储能的高效利用机制，确保电网企业应调尽调分布式储能。

同时，进一步完善新能源、储能参与电力市场交易机制，通过容量电价机制、现货、辅助服务等方式，保障新能源配储、独立储能成本疏导和相应收益。“新能源与配建储既可以作为一个主体联合结算，又允许电源侧储能转为独立储能。”高纪凡建议国家发展改革委、国家能源局等部门出台具体细则，推动共享储能等新业态与应用方式，切实提升储能装置的利用率。全国人大代表、通威集团董事局主席刘汉元建议，进一步加大力度推动新型储能发展，支持新型储能参与调峰调频的投资和建设，引导和鼓励经营主体参与储能业务，用市场化机制解决储能面临的问题，鼓励并推动部分局域网、微网、自备电网率先实现发储用一体化解决方案。