電化學儲能，常被比作“大型充電寶”。

　　最近，省能源局印發《浙江省用戶側電化學儲能技術導則》，這是全國首個用戶側儲能技術導則。

　　一份技術導則，規范的卻是市場秩序。近兩年來，儲能產業快速發展，市場一片火熱，但在2023年卻經歷大轉向：從供不應求到產能過剩，低價競爭、建而不投等亂象頻發，業內甚至有“儲能行業提前進入寒冬”的論調。

　　浙江擁有廣大民營企業，正在大力發展風、光等新能源，是儲能產業的潛在大市場，如何實現良性發展?記者走訪國網浙江經研院、浙能產業研究院及相關儲能企業，對話學界業界，共同尋找破局之道。

　　一路狂奔的儲能市場

　　2022年被業內人士稱為“電化學儲能元年”，其火熱程度從新增注冊企業數量、裝機規模等數據中可見一斑。

　　國家能源局數據顯示，2022年、2023年兩年，我國均實現電化學儲能累積裝機“倍增”。另據天眼查數據顯示，2023年以來中國新增注冊儲能企業超過5萬家，平均每天有超過150家新企業踏入儲能領域。

　　儲能為什么火?這要從“雙碳”目標說起。在控制能耗和碳排放的環保政策之下，風電、光伏等新能源被視為零碳排的綠色電力，備受推崇。但它們“靠天吃飯”，發電具有波動性和隨機性，大規模接入容易對電網穩定運行造成沖擊。這就需要儲能來為整個電力系統構建一個緩沖地帶。

　　相比抽水蓄能等傳統儲能技術，電化學儲能因配置靈活、建設期短、響應快速等優勢，成為一匹“黑馬”。2021年以來，浙江等多個省份陸續出臺方案，規定新能源電站按照一定比例配置儲能，由此催生剛性需求。隨著新能源的大規模發展，如今的電化學儲能已是當之無愧的“明星賽道”。

　　按照應用場景的不同，儲能分為發電側、電網側、用戶側等類型。和西北風光基地配備的大型發電側、電網側儲能不同，浙江多為工商業企業配備的小型用戶側儲能。這源于民營經濟大省的用電特性：用電主體多小散、用電時段靈活隨機、對用電成本較敏感。

　　一個重要因素是，浙江電力的“峰谷價差”非常可觀。當前，儲能運營方可以通過谷電時段充入低價電、峰電時段釋放并替代高價電，以此賺取差價。“一般認為，峰谷電價差高于0.7元/千瓦時，儲能就具備經濟性，而浙江一般工商業峰谷電價差達到了0.8元以上。”浙能產業研究院研究員趙盼龍說。同時，浙江已將運營機制從每天“一充一放”調整為“兩充兩放”，省內用戶側儲能市場越發成為“香餑餑”。

　　省能源局數據顯示，2023年7月至11月，全省新增616個用戶側儲能，數量位居全國第一;總裝機容量為2.3吉瓦，占到儲能總量約三分之一，在用戶側儲能應用方面走在全國前列。

　　根據規劃，“十四五”期間，浙江將建成300萬千瓦左右的新型儲能項目，不少示范項目為用戶側儲能，未來兩年仍將是省內儲能市場增長的高峰期。“隨著電力系統和電力市場改革走深走實，儲能的開發潛力仍然較大，將在未來的能源保供中發揮越來越重要的作用。”國網浙江經研院電網規劃中心研究員王岑峰說。

　　從井噴到內卷

　　行業經濟性吸引各路“玩家”爭相涌入，也讓儲能市場加速內卷。

　　自2022年以來，電池核心原料碳酸鋰的價格跌去近80%，儲能建設成本已下降30%以上。趙盼龍為記者算了一筆賬，目前儲能建設成本約1.7元/瓦。按照2兆瓦時的用戶側儲能規模計算，初投資340萬元，一次充放電能掙1600元，最快三到四年就能回本。再加上部分地區的政府補貼，如金華義烏根據峰段實際放電量給予儲能運營主體0.25元/千瓦時的補貼，溫州按照實際放電量給予儲能運營主體0.8元/千瓦時的補貼，使得行業效益更加誘人。

　　此外，產業鏈末端的集成商扮演“攢局人”角色，只需采購設備、進行組裝，技術準入門檻較低，成為大量新“玩家”入局的首選。如今，產業供應端急速擴張，產能過剩已是行業共識。如何在同質化市場競爭中脫穎而出?不少集成商只能打“低價牌”。

　　國網浙江綜合能源服務有限公司提供儲能項目投資、項目建設、管理運營、電費結算等業務。該企業儲能事業部負責人表示，2023年以來中小型儲能設備的市場均價相比往年下降約20%到30%;儲能投建方和用戶的盈利分成比例也有所下降;一些小型設備制造企業甚至開出虧本的“自殺價”。

　　白熱化競爭中，隱憂浮現。用戶側儲能廣泛應用在能源消費側，比如工廠、商場甚至居民區等人員密集場所。成本壓縮之下可能出現偷工減料、監管寬松等市場行為，將很難保障儲能安全性，近年來海內外已有不少自燃、爆炸等災害性事故可做前車之鑒。

　　“發電側和電網側儲能因為背靠能源國企，在建設、運維和監管方面相對可控，而用戶側儲能分布零散、投建方良莠不齊，亟待市場規范。”趙盼龍說，這也是本次浙江率先就用戶側儲能出臺《導則》的背景。

　　王岑峰也認為：“電化學儲能的試錯成本是極高的，必須從一開始就追求高質量、可持續的發展路線”，不走“先求速度，再求質量”的產業發展老路，政策端還需加以引導。

　　本次《導則》明確建設、并網、監控、通信、消防等各環節技術標準，厘清了管理流程和責任歸屬。未來還可考慮調整工商業電價和峰谷電價差等機制，通過價格信號為產業過熱“降溫”，把市場資源導向電池技術研發、鋰資源回收利用等核心創新環節。

　　挖掘靈活的價值

　　儲能的價值究竟在哪?它看似是個儲存箱，但市場價值可不只是租金。

　　電是一種瞬時產生、傳輸和使用的特殊物品。每時每刻，作為傳輸通道的大電網必須保持各處處于同一頻率，還要時刻確保供用電兩端的平衡，避免電路空轉或電力“堵車”。靈活的儲能正好能提供這些服務。

　　目前，浙江已明確獨立儲能可以作為電力市場主體，參與調峰等輔助服務市場，并獲得持續的盈利回報。“省內市場機制和商業模式還有待進一步完善，從歐美及廣東等地的先行經驗來看，儲能的多樣功能有待開拓。”趙盼龍說。

　　比如，儲能釋放的電力資源可以作為商品，和各類發電企業共同參與電力市場交易。2023年，廣東在全國率先試點，儲能可用“報量報價”的方式參與各類電力市場交易。浙江已明確獨立儲能可在條件具備后加入電力現貨市場。2024年省內現貨市場即將開啟，業內對儲能的加入拭目以待。

　　圍繞儲能可以衍生出豐富多彩的商業模式。如在新能源電站強制配儲的規定下，比起自主建設和運維儲能，一些中小新能源企業更傾向于租賃第三方儲能的份額和服務，這就產生了容量租賃市場。

　　在調峰、調頻等輔助服務之外，儲能還可以參與構建容量市場，一些儲能即使沒有啟用，仍然隨時在為突發情況“待命”。在歐美電力市場，針對備用儲能的容量定價機制已經從計劃性補償演變為市場化定價。“國內可以參考煤電的容量補償政策，進一步明確儲能作為調節資源的備用價值。”浙能產業研究院研究員黃博遠說。

　　另外，在前兩年的夏秋高溫季，浙江已經試行了需求響應機制——企業在用電高峰期主動減少或停用電力，響應電網平衡供用電的需求，即可獲得資金補償。比起發用電主體，儲能的響應速度快、調節速度和精度高，非常適合參與需求響應市場。

　　諸多經營模式之外，儲能的盈利分配機制也有待完善。2023年，第三監管周期輸配電價正式實施，浙江跟隨國家部署調整電價機制，從電網輸配電價中拆分出系統運行費。“原先調節費用和電網‘運費’是一筆混合的‘糊涂賬’，拆開后不同主體的貢獻更加清晰了。”黃博遠說，未來也可以逐步拆分調峰、調頻等不同功能的貢獻。

　　“政府層面還需逐步推動市場機制的健全，增強儲能成本疏導能力，釋放行業下游發展潛力。”王岑峰說。

　　來源：浙江日報 作者：記者 周林怡