為實現碳達峰、碳中和的目標，更大規模發展風電、光伏等新能源發電，已為全社會所認知。盡管“一毛錢一度電”的口號已經叫出，但新能源的發展絕非坦途。在新能源發電比例較低，借助電網現有調節能力，單純考慮新能源電站自身成本的平價正在成為現實，但隨著并網容量的快速增加以及常規電源增速驟緩，電網調峰裕度不斷下降，新能源進一步發展已成為需要源網荷儲聯動的系統性問題，新能源發電成本也應考慮電網調節等全口徑成本。

當前，在新能源調峰方面，電化學儲能廣受重視，“新能源+儲能”似乎成為新能源發展的終極武器，言必稱儲能的環境下，也引發了獨立儲能電站和風光儲系統的開發熱潮。本篇謹從電化學儲能的成本、調節價值、商業模式及其投資風險出發，探討電化學儲能發展問題。

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電化學儲能的發展現狀


由于優良的調節性能、布置靈活等特性，隨著技術快速發展和成本不斷下降，電化學儲能被賦予未來電網調峰的重任。特別是2018年電網側儲能發展熱潮，推動電化學儲能容量翻倍以上增長，儲能發展春天似乎到來。但隨著儲能成本不進入輸配電價，由電網側驅動的儲能狂歡迅速退潮，然而彼時儲能發展的共識已經形成，以致在2019年的調整期，電化學儲能整體增量（絕對值）僅略遜于2018年，同時向電源側、用戶側等更加市場化的方向發展，調頻服務、新能源聯合運行、用戶側峰谷套利等多種運行模式更加普遍。

2020年，新能源的發展迎來多項重大利好，特別是碳中和目標的提出，光伏、風電的發展成為實現碳中和的最重要手段，推動電化學儲能成為與新能源發電并行的另一條重要賽道，各大央企、上市公司都將儲能作為最重要的業務增長點。關于鼓勵儲能發展的政策不斷升溫，各省也出臺政策配合，安徽、湖北、山西、內蒙、湖南等省能源主管部門或電力公司都要求新能源電站配置一定比例的儲能，一切都表明電化學儲能爆發期將至。

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儲能的商業模式困境

然而在普遍重視的大環境下，儲能大規模發展的商業邏輯仍然不清晰，很多獨立儲能項目生存艱難，而風光儲等示范項目也是因為捆綁新能源一起才勉強有收益。

（一）新能源+儲能

電網側儲能的商業邏輯在于通過輸配電價疏導至用戶側，但2019年出臺的《輸配電定價成本監審辦法》， 2020年出臺的《省級電網輸配電價定價辦法》，均明確規定電化學儲能不得計入輸配電定價成本之后，該模式戛然而止。

隨后儲能的發展思路又傾向于配額的方式，多個省的能源主管部門或電力公司要求光伏等新能源企業（此處指投資并持有風電、光伏項目的企業）配置一定比例的儲能。粗略計算，如果光伏電站按照20%功率/2小時的方式配置儲能，考慮折舊、維護與資金成本，光伏度電成本將增加0.09-0.1元錢，在新能源實現平價的初級階段，無疑對相關企業是一個沉重的打擊。

簡單通過并網要求的方式將儲能發展成本轉移到新能源企業身上存在一定爭議。按照“誰收益，誰付費”的原則，由新能源企業承擔儲能發展的成本似乎有其道理，但一方面新能源發展的低碳效益由全社會共享，在碳市場不健全的情況下，就要求新能源企業自行承擔調峰成本，似乎不符合鼓勵綠色能源的發展方向；另一方面，強制配置的儲能容量比例和裝機時長缺乏足夠依據，如果一定要新能源企業承擔調峰成本，企業自身有選擇其他替代路徑的權利，最簡單的便是部分時段選擇棄電。實際上，將儲能裝機配額作為新能源發電項目并網條件，也難以保證儲能的建設質量，后續監督運行更難做到，最終難以實現調峰的效果。

（二）獨立調頻電站

調頻服務是電化學儲能應用比較成功的領域。各區域調頻輔助服務普遍按照原電力監管委員會的“兩個細則”進行補償，隨著電力市場化的進展，部分省份開始采用市場化方式進行調頻輔助服務的報價與費用分攤。目前，山東、山西、福建、廣東等省份的調頻市場已進入運行或試運行階段。

在火電廠加裝一定容量的電化學儲能設備，能大幅提升綜合調節性能指標Kp（Kp是衡量調節速率、調節時間和調節精度的綜合指標），使機組分配到更多的調頻任務。以山西為例，為鼓勵電廠參與調頻服務，2018年之前山西省調頻價格為固定值：15元/MW，即調頻補償=調頻任務功率*Kp*15元，根據實際情況，加裝儲能后火電機組Kp平均值由2.8左右提升至4.6。同時，參與調頻服務，只需要在功率上進行快速但較為短期的響應，一般配置時長只需要0.5小時，降低了電化學儲能投資，早期進入調頻領域的儲能電站2年左右即可收回成本。

電化學儲能參與調頻，當前具有較好經濟性，但未來收益存在較大的不確定性。當前我國輔助服務市場基于“兩個細則”要求，輔助服務補償資金主要來自于發電企業分攤，發電企業之間是零和關系，而根據以往經驗每年輔助服務市場規模在150億元上下，而AGC調頻份額接近30%，也即45億元左右。隨著調頻市場關注度增加，更多主體加入，市場將快速飽和，補償標準將急速降低。正是基于此，2017年10月山西省能監辦發布《山西電力調頻輔助服務市場運營細則》，2018年山西調頻市場改用競價調頻規則，2018年調頻服務的申報價格為12-20元/MW，到年底，報價范圍調整為5-10元/MW，調頻服務的收益將大為降低。而廣東省于2020年也發布新的政策，2021年調頻里程補貼標準降幅超過40%，2022年降幅超過50%。

儲能調頻的市場容量有限。隨著新能源比例的增加，普遍認為隨著調頻壓力增大，調頻服務的空間也會增加。電網頻率的偏差是發電與負荷不平衡量造成的結果，調頻和調峰服務本質上都是彌補有功的偏差，其調節方向是一致的。相關份額實際上是通過計算方法進行切分，其兩者可以并軌，故東北、南方電網的調頻市場份額極小。在我國控制電價上漲的大環境下，調頻服務不太可能疏導到用戶側，如果不能突破“兩個細則”框架下確定的發電企業之間的“零和游戲”，其空間仍只是在現有電價中切割份額，在整個全社會電費成本中占比不會明顯上升。另外，新能源發電對電網的擾動計入到調峰范疇更加合理，也便于將調峰服務與現貨市場進行并軌。所以未來調頻市場的空間可能不會太樂觀。

考慮上述因素，儲能調頻電站的新入局者將面臨較大的風險，在市場呈現飽和的情況下，新進入且已回收成本的電站會傾向于報低價，極易產生價格踩踏，致使新電站投資難以回收。

（三）峰谷價差套利

調峰服務是儲能最廣泛的應用領域，但由于當前僅在用戶側通過劃分峰谷電價的方式對調峰服務價值進行認可，除部分出臺調峰價格的省份參與調峰服務能獲得收益外，更為普遍的便是用戶側峰谷、峰平價差套利。

以用戶側峰谷套利為例，如果采用磷酸鐵鋰電池，按照當前的投資成本和技術條件，采用每天兩充兩放運行模式，8年運行期，峰谷價差+峰平價差達到1.3-1.4元的情況下，僅可獲得較低的收益。隨著一般工商業電價的不斷下降，當前全國僅北京等極少數發達地區的一般工商業用戶，可開展儲能峰谷套利業務，該業務的擴張依賴于電化學儲能成本的下降和性能提升。

03

電化學儲能的投資風險

儲能的發展難題，仍需解決其服務價值是否大于成本的問題，而其商業模式困境歸根到底就是要建立儲能成本的市場疏導機制，由市場發現儲能服務的價格，以此作為儲能準入的基礎條件。但是，即便在健全的市場條件下，儲能電站投資者仍不得不充分考慮下述風險：

（一）運行策略更復雜

當前在評估調頻電站和調峰電站收益時，調頻補償標準和峰谷價差標準參照政策給定標準設定，即獲得的價格水平是一個固定值，在市場機制沒有普遍建立，電站作為價格接受者是合理的，電站的運行策略也較為簡單，以峰谷套利為例僅根據峰谷時段進行充放電即可，其容量配置和收益測算都較簡單。

但在健全的市場條件下，調峰、調頻價格由供需平衡決定，也就是電網功率的不平衡量決定了價格水平，價格處于不斷變化過程中。對于單一電站而言，全網的電源、負荷變動，以及潛藏的其他調節資源信息難以掌握，同時與正常的商品市場不一樣的是，電網的不平衡量、價格水平幾乎是瞬間傳遞，每一個儲能主體實時在跟整個電網的平衡情況做博弈，其投資決策、報價策略和充放電策略將更加復雜。

（二）峰谷時段和價差變動較大


隨著光伏滲透率大幅增加，考慮光伏發電之后的鴨型曲線，未來電價可能呈現出白天低、夜晚高的情況，而風電發電一般白天較小，晚上較大，對鴨型曲線有所緩和。儲能電站獲利策略為：新能源大發消納困難時段，儲存低價電，在新能源小發常規電源不足以支撐電網負荷的時段釋放，獲得較高電價。當前的峰谷、峰平兩充兩放借助的是用戶側峰谷電價的邊際，但未來的負荷曲線和電價曲線完全改變，電價上可能是一個大的峰谷加很多個小波段組成。加上虛擬電廠、電動汽車V2G等可替代調峰資源的影響，以及季節性因素，現貨市場電價曲線也將呈現隨機性、間歇性特點，調峰價差套利空間難以預知，儲能最佳利用時長也存在不確定性。

2019年，山西、山東、廣東等8個現貨試點省份進入試運行階段，僅部分主體、部分電量和個別日期運行，日前價格和實時價格呈現較大的隨機波動性，但現貨市場作為價格發現手段的功能初見雛形，現貨市場條件下的峰谷價差也見端倪，可作為未來調峰服務價格水平的參考。根據各省情況，其價格峰值（不含輸配電價）一般在0.5元上下，最低值為0或接近0，體現了我國供大于求的電力供應現狀，每日價格差異較大且峰谷出現時段迥異。整體來看，峰谷價差在0.3-0.5元/kWh（如山西峰谷價差在0.3元/kWh左右，山東峰谷價差低于0.45元/kWh），大幅低于當前用戶側價格體系，一天內一般僅出現一個大的峰谷，在最高價格和最低價格時段停留時間很短。

預計到“十五五”末，電力系統中常規電源裝機、新能源裝機、年最大負荷三者之間將較為接近，而常規電源裝機仍略大于后兩者，考慮光伏、風電的時段特性，一年中大部分時間電力供過于求的情況仍存在，現貨市場價格曲線可能仍保持上述特性。在低于0.5元/kWh的峰谷差以及一充一放條件下，電化學儲能全口徑單位造價至少低于800-900元/kWh時左右，才有經濟效益。但即便如此，由于電價峰谷時段較短以及出現信號不明顯，導致儲能容量利用不足，收益將大打折扣。

（三）可替代產品帶來的風險

電力系統中，存在大量的具有尖峰特性、可調節的靈活性資源。比如，我國夏季高峰時段空調負荷最高超過3億千瓦，僅聚合1/3即可獲得1億千瓦的調節能力。未來電動汽車容量越來越大，通過有序充電和V2G等手段，也可為電網提供億千瓦級的調峰容量。在現貨市場條件下，通過電價能有效發掘靈活性資源，同時也更有效促進常規電源參與調峰，推動火電進行靈活性改造。兩項疊加產生的調峰增量當前尚難以評估，但對于現貨市場電價差有較大的抑制作用。

考慮電網負荷具有很強的尖峰特性（全年負荷超過最大負荷90%的時段僅占3%，集中在少數炎熱或嚴寒日），而新能源發電出力也具有明顯的尖峰特性，對于疊加了負荷尖峰特性和新能源發電尖峰特性的調峰需求，其尖峰特性將更加明顯。相較一次投入較大的電化學調峰電站，利用同樣具有尖峰特性的靈活性負荷反向調節來對沖，是邊際成本最優的調峰方式，所以在儲能調峰存在較多可替代產品的情況下，其競爭力需要基于多方面因素仔細考量。