“经济性欠佳，是目前新型储能发展的一大难题。”在日前中国能源研究会、中国电力企业联合会主办，自然资源保护协会(NRDC)支持的“2024电力低碳转型年会暨电力圆桌年中会议”上，中国能源研究会研究员、国家能源局西北监管局原局长黄少中直言。

随着新能源大规模并网，电力系统实时平衡局面愈发复杂多变，电力系统灵活性调节资源需求随之大幅提升。新型储能技术具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，能够在电力运行中发挥顶峰、调峰、调频、爬坡、黑启动等多种作用。当下，新型储能发展迅猛，截至2024年上半年，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，较2023年底增长超过40%。然而，与新型储能装机火热暴涨形成鲜明对比的是，其盈利形势不容乐观，大多数新型储能项目处于亏损境地或在盈亏平衡点上挣扎徘徊。

新型储能在新型电力系统中的准确定位是什么？如何促进新型储能积极而有序的发展？如何科学发挥储能的真实价值？《中国电力企业管理》就以上问题对黄少中进行了专访。

挑战不少

新型储能陷入行业“内卷”

《中国电力企业管理》：

市场需要竞争，但竞争是把双刃剑，在近日召开的中共中央政治局会议上，有一个新提法颇受关注——防止“内卷式”恶性竞争。近年来，储能市场高速增长，但激烈价格竞争也让行业陷入“内卷”。新型储能“内卷”有哪些表现？造成了哪些影响？

黄少中：

新型储能产业在政策的推动下迅速扩张，装机规模快速增长，然而，这种快速增长导致了供需失衡及产能过剩的问题。据中关村储能产业技术联盟的数据，2022年我国新型储能新增装机规模达730万千瓦/1590万千瓦时，而到了2023年，新增装机规模高达2150万千瓦/4660万千瓦时，连续3年单年新增装机超过前期累计装机规模，这种增速远远超出了市场的实际需求。

由于供需失衡，市场竞争激烈，新型储能项目的投资回报率普遍偏低。这主要是因为储能项目的收益来源有限且存在一定的不确定性，如容量租赁费水平偏低、现货市场或辅助服务市场收益不理想等。同时，储能项目的成本较高，包括技术成本和非技术成本（如项目开发、土地、接入、并网验收、融资等），导致项目盈亏平衡难以保证。在新型储能市场上，企业间的无序竞争、产品同质化问题日益严重。为了抢占市场，不少企业采取低价竞争策略，导致产品质量参差不齐，甚至出现低价低质竞争的现象。这不仅损害了行业的整体利益，也影响了储能项目的安全性和可靠性。

《中国电力企业管理》：

除了行业“内卷”，新型储能的经济性也是当前业内讨论的焦点之一。比如宁夏某储能电站，投资4亿元每月收益仅100万元，这种收益现状在新型储能行业并不稀奇。您认为当前新型储能经济性不高的症结何在？

黄少中：

当前，我国新型储能发展迅猛，成绩斐然，但同时也面临多方面问题——新能源配储“建而不用”问题突出；储能租赁价格偏低、租赁意愿不足；调峰价格不尽合理；集中式储能收益渠道单一；早期投运储能成本、难以回收等。根据中电联调研，调研机组储能平均时长为2小时，新能源侧储能配置平均时长为1.6小时，低于电网侧储能2.3小时、用户侧储能5.3小时的平均时长。储能容量租赁方面缺少价格、租赁期限等政策指导，需靠供求双方进行磋商谈判，随着成本下降，租赁费用也存在不断降低和停签协议的风险，导致租赁价格波动较大，市场缺乏统一标准，租赁期限较短，难以确保长期收益。

例如，在宁夏，储能仍主要通过参与调峰、顶峰辅助服务市场获取收益，租赁市场仅处于探索阶段。经初步测算，2022年投产的储能电站按照年充放电次数250次考虑，通过调峰、顶峰辅助服务市场，且以每年300万元/万千瓦完成全容量租赁，才可收回建设经营成本。但是，宁夏尚未出台储能的租赁标准，储能容量租赁的收益难以保证。同时，调峰价格不尽合理，以前宁夏储能调峰补偿价格上限为0.6元/千瓦时。国家发改委、国家能源局实施《关于建立健全电力辅助服务市场价格机制的通知》（发改价格〔2024〕196号）后，到2024年9月，宁夏储能调峰补偿价格上限将降为0.2595元/千瓦时，下降幅度达到56.75%。

发展趋势

新型储能成本或快速下滑

《中国电力企业管理》：

叠加当前新型储能的经济性难题，您如何预测新型储能的装机情况和价格走势？

黄少中：

新型储能的装机规模将继续增长，预计2024年新型储能产业将延续高速发展态势，全年新增装机规模有望超3500万千瓦，到2030年，中国新型储能市场累计装机规模将超过2亿千瓦，2024—2030年复合增长率超30%。同时，技术创新加速推进，包括锂离子电池、固态电池、液流电池、压缩空气储能等多种技术路线百花齐放。大容量、长寿命电芯能够提高储能系统的能量密度，进一步降低成本。同时，新型储能朝着系统集成优化方向发展，能够提高储能系统的整体性能和效率。

根据CNESA全球储能数据库统计，中标价格方面，今年6月EPC中标均价（以2小时磷酸铁锂电池储能系统，不含用户侧应用为例）较5月下降明显，低至998.55元/千瓦时，环比-32%，同比-39%，中标价格区间583.08元/千瓦时—1687.50元/千瓦时。我认为，随着储能产业规模化发展和技术进步，各类电化学储能成本呈现快速下滑趋势。如锂电池储能系统的价格目前在0.5—0.95元/瓦时左右，预计到2030年，单体成本有望降低至0.4元/瓦时以内。

《中国电力企业管理》：

新型储能发展除了要遵循电力系统运行规律外，还要遵循市场经济的规律。随着电力体制改革不断深入、电力现货市场的逐步完善，您如何研判新型储能的发展前景？

黄少中：

2024年《政府工作报告》提出“发展新型储能”，首次将“发展新型储能”写进政府工作报告。8月11日，中共中央、国务院印发《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》。这是中央层面首次对加快经济社会发展全面绿色转型进行系统部署。完善绿色转型价格政策部分明确，深化电力价格改革，完善鼓励灵活性电源参与系统调节的价格机制，实行煤电容量电价机制，研究建立健全新型储能价格形成机制。

随着市场机制逐步完善，新型储能作为独立市场主体参与电力市场的规则不断完善。随着电力市场的加快推进和峰谷价差拉大，新型储能的收益空间逐步打开。储能电站可以通过参与交易获得收益，提高其经济性和盈利能力，但盈亏与否本质上还是要遵循市场规律。同时，新型储能的应用场景将不断拓展，发挥调频、备用、黑启动等功能。这些功能能够提高电力系统的运行效率和稳定性，满足新能源大规模并网和消纳的需求。

综合施策

着力解决新型储能有序发展问题

《中国电力企业管理》：

作为战略性新兴产业，新型储能处于由研发示范大规模进入商业化应用的阶段，针对目前存在的诸多问题，您认为应采取哪些措施来加以解决？

黄少中：

政策层面，首先要发挥规划引领作用，进一步明确新型储能中长期的发展目标、重点任务、空间布局和建设时序，促进新型储能产业的有序发展。其次，要统一规划体系，建立较为完备、可操作、可执行、市场化的储能规划建设体系，避免资源浪费。再者，要加强新型储能与新能源、配电网、电动汽车等产业发展规划的联动和衔接，引导统筹协同发展。

政策执行时要把握好一条准则——因地制宜。结合当地新能源消纳、资源特性、网架结构等特点，因地制宜确定新能源配置储能规模和类型、设施布局、接入范围、建设时序。相对于传统的抽水蓄能，新型储能具有建设周期短、选址灵活、响应快速、调节能力强等优势，因此需要加强发展模式创新探索，从技术创新、商业模式、应用场景、融合发展等各个方面入手，解决储能发展模式单一、盈利能力不足的问题，提升储能项目的经济性和竞争力。同时，要进一步优化调度运行方式，包括明确新型储能的功能定位、规范储能并网接入管理、加强调度运行管理等措施，有效提升新型储能利用效率和作用发挥。

《中国电力企业管理》：

所谓鱼水相依，新型储能这条“活鱼”的健康发展，离不开市场机制这条“大江大河”的持续滋养，您对完善电力市场机制有哪些建议？

黄少中：

完善电力市场机制方面，有很多工作可以做。一方面要完善辅助服务价格，要制定科学合理的价格机制，完善相关价格体系和补偿机制，以反映新型储能的实际价值和成本。建立基于储能不同功能的价格机制，如平衡和稳定新能源发电出力、削峰填谷、提供调频和备用容量等辅助服务，按照“谁受益、谁承担”原则疏导成本；另一方面，要优化分时电价政策，拉大峰谷价差，鼓励用户侧储能发展，鼓励进一步拉大电力中长期市场、现货市场上下限价格，以保证储能投资回收。同时推动形成合理的用户分时电价、完善需求侧响应可中断负荷电价机制，支持用户侧储能价值的充分发挥，增加项目收益。

针对远期储能发展面临的挑战，要从现货市场参与机制、辅助服务交易品种、容量市场机制设计、跨省区电力交易等方面，研究提出解决措施。如市场准入方面，建立和完善新型储能市场化运营机制，放宽市场准入条件，鼓励更多企业和资本进入储能市场。联合参与方面，建立新能源和储能联合参与电力市场的机制，以新型储能消减新能源出力可信容量低的劣势，提升新能源竞争力。同时，推动储能参与跨省跨区交易，充分利用储能容量富足地区的调节资源，创造省间资源互济与储能收益双赢局面。