新型储能的狂飙与变局
(一)新型储能的狂飙
储能历年累计装机(MW，数据参考：CNESA)
根据中关村储能联盟数据， 2022年中国新型储能产业继续保持高速增长，全年新增装机7.3GW/15.9GWh，同比增长200%，重新回到全球第一，也首次实现年新增容量超过10GWh。知名媒体平台“储能与电力市场”也披露，今年上半年国内并网总容量为7.59GW/15.59GWh，规模接近去年全年水平。
相对于实际装机增长，招标数据和规划数据的指引更能体现储能行业的繁荣。根据“储能与电力市场”统计数据，2023年上半年储能采购总量就已达到35GWh，超过去年(约44GWh)的3/4。中关村储能联盟统计，已有24个省(市)明确了“十四五”新型储能建设目标，规模总计64.85GW;10个省(市)先后发布了新型储能示范项目清单，规模总计22.2GW/53.8GWh。预计理想场景下2023年我国新增储能装机将达到18GW，储能的爆发期正式到来!
新增装机狂飙的同时是建设成本的快速下降，其动力既来自于上游降价，另外也反映了电池储能行业方兴未艾之时就已极致内卷的现状。根据近期中能建2023年度磷酸铁锂电池储能系统集中采购结果，2小时储能系统入围最低报价0.996元/Wh，中标候选人报价范围为0.996-1.15元/Wh;4小时储能系统入围最低报价0.866元/Wh，中标候选人报价范围为0.886-1.081元/Wh，比年初下降超过30%。
(二)冷思考：市场与技术的新变局
但是，新型储能在“外热”的同时，“内冷”的因素也在积累。笔者认为，相对较为薄弱的市场驱动力，当前新型储能的投资热情更多来自以下三点: 一是各地相继推出的新能源按比例强制配储能的拉动;二是部分地区政策促进和示范项目的推动;三是各能源企业对于抢滩新赛道的提前布局。
但是，由于成熟商业模式的缺位，首轮投资热潮也带来了相当多的负面作用：一是不论是新能源强配储能，还是独立储能项目，由于没有收益渠道，投资商必然进行严格的成本控制，产品供应端很多储能企业盈利能力差，也出现了劣币驱逐良币的不合理竞争现象;二是新型储能异化成新能源并网“路条”，普遍的利用率低损害了各界对以锂电池为主力的储能技术路线的信心;三是产业发展冲动居前，并未很好匹配电网对储能并网安全、技术的标准化要求，本质安全的缺失使锂电池储能系统仍难以被电网运行体系所接受。
宏观叙事层面，新型储能的快速增长让我们欣喜，但本质上储能的首轮投资热情是以试验示范为主，经历过这一轮以锂电池为主的示范项目之后，投资人和运营商等主体已经完成了一场普遍的市场教育。所以，在微观认知层面，潮水退却对事物本质的认识越发清晰，越来越多的储能投资商趋于理性，对于后续投资的跟进，需要更加确定的收益方式和更为成熟的技术路线。
所以，笔者认为新型储能市场将在商业和技术领域迎来重大变局!实现行业的高质量长远发展，建立具备自我造血能力的市场机制是前提条件，否则第二批投资涌入可能难以为继。特别对于没有新能源配套的独立储能运营商，更将相对确定的收益作为投资决策的前提条件。而关于未来的投资方向，很多运营商开始寻求更稳妥的技术，对电网运行更加友好、安全性能更高的长时储能，可能迸发出更大的潜力。近期，能源局发布《关于开展新型储能试点示范工作的通知》，试图继续以试点示范项目推进储能技术、市场的成熟，从申报的项目来看，压缩空气、液流电池、飞轮等储能形式占比更高，也体现了行业“思变”的趋势。
辩证分析储能的确定性收益
随着新型电力系统的推进以及电力市场改革的深入，关于新型储能的商业模式，故事是越讲越复杂，学费也越交越多，这也是投资商迫切希望获得确定性收益的原因。但当下的辅助服务市场、现货市场以及新能源短期租赁，均存在不同程度的风险，并不能使储能收益可靠兑现，所以投资商逐步从短期市场的风险收益转向长期市场的相对固定收益，而对于收益率的要求可能稳步走低，这也符合当下大的经济环境变化。但笔者认为，在云谲波诡的电力市场大潮中，并不存在完全的确定性收益，而是需要不断提高技术和成本竞争力，才能寻找到不确定性背后的确定性因素，同时通过支付方式的转换降低投资风险。
(一)长远来看现货市场收益的确定性
新型储能作为独立现货市场主体参与市场竞争获利，被认为是新型储能盈利的最终极模式。但通过当前实践，该部分收益仍无法作为新型储能可靠收益来源。一则是短期市场价格波动较大，收益具有较大的不确定性。二则是我国对于中长期市场和现货市场的电量、电价限制，使现货市场的作用无法充分发挥，储能失去了获得“稀缺电价”收益的机会。目前，储能行业投资商普遍来自新能源，适应了“保量保价”的经营模式，属于风险厌恶型，现货市场的短期收益无法激励进行长期的新型储能投资。
投资人对于现货市场收益的接受度除了收益不确定之外，也来自于新型储能能否公平参与现货市场，并按照现货市场分时价格进行电量结算的质疑，同时需严格落实“独立储能电站向电网送电的，相应充电电量不承担输配电价和政府性基金”的政策。
但随着新能源渗透率的提升，现货市场上的确定性在增大：一方面由于新能源功率的波动性和间歇性，新能源渗透率增加带来调节电源的日益稀缺，日内峰谷价差增大是必然趋势;二是新能源发电具有同时性，尤其是光伏带来的“鸭形曲线”，日内间歇性缺电和电力富余交替出现的规律更加明显，而且时段显著增长，对于储能充放电策略安排更加有效。
当前蒙西现货市场价格体现了这一典型趋势，以呼包东为例，过去一年(2022年6月-2023年5月)现货市场分时价格曲线呈现出明显的“鸭形曲线”规律;低电价和尖峰电价时长均增加，低于1元/MWh的时长达到600小时，而1400元/MWh以上的时长也超过600小时;峰谷价差较大，年度平均分时电价峰谷差就超过0.5元/kWh，按照8760曲线模拟，如果独立储能作为主体参与现货市场，在日内“一充一放”策略下，理想情况下4小时储能系统日度电收益超过0.5元/kWh，2小时系统的收益更高。尽管由于现货市场价格预测不准将带来收益的折扣，但蒙西现货市场收益已具有较高的确定性。
随着现货市场加速推进，接受现货市场环境是所有新能源及储能运营商必须面对的现实问题。当更多的主体参与现货市场博弈时，将形成一个理性的成熟市场，现货市场的平均收益将回归整体平均成本，只要运营商保证技术的一定先进性和现货市场运行策略的有效性，将有效防控现货市场风险。在持续的现货市场实践中，参与市场的意识以及市场风险管理能力将持续提升，当前认为的非确定收益也将逐步被投资人认可，但这需要公开、透明的市场环境。未来随着新能源比例的增长，以及现货市场限价放开，现货市场峰谷价差将逐步增大，有利于储能获得更多的“稀缺电价”收益。
(二)当下仍需建立容量采购机制
当前我国仅首批现货市场试点省份实现了连续试运行，新型储能参与现货市场更是仅在山东等少数市场有成功案例，现货市场收入尚无法支撑储能成本的回收。而其它短期市场，如调频等辅助服务市场也无法以短期收益激励长期储能投资，而且辅助服务市场处于更加快速的变化调整中，其本身容量也有限。所以，在储能发展的初级阶段，如何发挥容量采购机制作用，释放长期收益预期，是避免新型储能增长失速的唯一出路。
1.电网替代性储能纳入输配电价回收何时进入执行阶段?
2021年7月，国家发改委、能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收。从而点亮了行业的期待：具有替代性、公共属性的新型储能电站有可能参照抽水蓄能，以两部制电价的方式将成本纳入输配电价。
但时至今日，仍无具体实施细则出台，笔者认为：一则由于新型储能成本较抽水蓄能电站成本高出很多;二则新型储能电站的技术、安全、建设标准并不健全，无法完全满足电网对于调节性电源的运行要求，难以像抽水蓄能纳入电力系统调度体系。
尽管容量电价机制对于促进调节电源投资作用最为明显，但“一厂一价”的特殊定价方式，对有效运行的监管难度，以及容易形成电网企业对投资的垄断等问题，也引发了对容量电价机制的争议。而根据新的输配电价改革趋势，系统调节成本属于严格控制部分，新型储能未来简单通过纳入输配电价获得稳定收益将更加困难。
2.新能源租赁模式
新能源按比例强制配储衍生了独立储能电站容量租赁模式，通过将全部或者部分容量租赁给新能源电站等需求方，承租人按照容量进行付费，形成了由新能源购买的中长期容量市场，也为储能电站提供了较为稳定的收益渠道。
但现阶段，各地缺乏容量租赁的定价标准。此前，河南出台了政府层面的指导建议价格200元/kWh·年，广西为160元-230元/kWh·年，山东租赁费用为330元/kW·年，新疆容量租赁为300元/kWh·年，其付费方式和标准均有较大差异。
由于新能源强制配储能政策引发了较大争论，其延续性存疑，所以容量租赁仅被新能源作为并网的权宜之计，很难形成长期固定合同，租赁期无法覆盖新型储能运营期。同时，对于新能源而言，租赁的容量仅是为了并网的“路条”，其实际运行效果难以发挥，而真实的系统调节成本，仍有相当部分由新能源进行分摊，使新能源支付了双重成本，也造成了资源的浪费。
3.政府采购模式
在上述两种模式之外，美国加州、部分欧洲国家建立了储能的政府采购模式。以此为参考，既为了使新型储能发挥作用，同时建立合理的收益渠道，可以建立省级政府采购模式，即在某省范围内，根据电力平衡规划结果，按照实际需求由政府进行储能容量采购，储能运营商按容量价格进行投标，投标结果锁定多年容量收益，使入围储能电站获得较低水平的保障收益。政府组织制定储能电站的建设标准和并网运行标准，委托当地电网进行调度运行，并根据运行性能进行奖惩，最大程度发挥储能的作用，以此促进新型储能高质量、规模化发展。
该模式下，需要建立储能补偿基金作为政府采购资金池，资金部分可以来自新型储能参与电能量市场、辅助服务市场的收益(政府租赁储能容量，获得储能的运行权和市场收益权)，部分可以来自并网主体的分摊费用，对于新能源是否配置储能给予充分自由度，但根据其负荷预测精度和调节能力承担不同的费用分摊比例。
总结与建议
随着新型储能投资进入第二轮接力，建立成熟机制使储能投资商获得持续盈利能力是基础。但在市场意识逐步推广的过程中，暂时需要长期市场托底，未来逐步过渡到现货市场收入为主的模式。提出建议如下：
1.短期内容量采购机制不能缺位
对于与抽水蓄能类似的新型储能，其一次投资较大，容量收益对于储能能提供更加稳定的收益，更符合储能的资产特性，能促进新型储能的持续长久投资。建议在加强规划和监管的前提下，加大政府的新型储能容量采购力度，建立竞争性的容量市场，可以有效促进大型储能发展，提升电力系统的调节能力和保障能力。
2.长期建立更加对等、透明的市场机制
推动新型储能采用报量报价模式参与现货市场，对于市场中标电量/电力，电网调度机构支持新型储能按照中标曲线充放电，按照现货市场价格进行结算。在全国各省尽快全面推广现货市场，促进现货市场与辅助服务市场的衔接，使调频辅助服务与现货市场联合出清，实现调峰辅助服务市场与现货市场并轨。根据现货市场价格区间变化，逐步放开现货市场限价，允许新型储能提高获得“稀缺电价”收益的机会。逐步降低中长期市场电量比例，放开中长期市场电能量价格区间，促使现货市场价格发现作用更充分发挥。
3.建议示范项目更多支持长时储能的发展
能源局发布的《关于开展新型储能试点示范工作的通知》，给储能示范仍留下了窗口期，为了推进更加安全有效的储能技术发展，建议示范项目更多向压缩空气、液流电池等安全性能更高、持续时间更长、更有电网应用潜力的储能技术倾斜。基于示范工程，尽快形成大规模储能电站的安全、技术标准，以储能电站安全稳定运行为依据，制定统一的并网运行规则。在新型储能成本下降到一定程度时，允许具有电网投资替代性、电网支撑能力强、标准化程度高的储能电站参与容量电价竞标，促进整体调节性电源技术的优胜劣汰。
