今天小編分享的科技經驗：傳言五大六小停止锂電儲能項目，2024年儲能要“啞火”了？，歡迎閲讀。
電網側儲能的确存在放緩空間。
在剛剛過去的 2023 年，一面是锂電池價格大降，另一面有強制配儲政策 " 托底 "，中國新型儲能實現了高速發展。
中關村儲能產業聯盟公布的數據顯示，2023 年，中國新增投運新型儲能裝機 21.5 吉瓦 /46.6 吉瓦時（即最大充放電功率 21.5 吉瓦 / 儲能容量 46.6 吉瓦時），規模同比增加三倍；而 2023 年累計已投運的情況是，新型儲能裝機累計 34.5 吉瓦 /74.5 吉瓦時，功率和能量規模同比增長均超 150%。
然而，身在儲能行業中人卻深感暗流湧動，種種迹象卻顯示，2024 年之于新型儲能，可能将意味着罕見的寒冬。
華夏能源網（公眾号 hxny3060）獲悉，最近，一則 " 五大六小國央企發電集團因收益率不行而停止锂電儲能項目 " 的傳言持續發酵，迅速在儲能業内激起千層浪。
（來源：行業人士）
眾所周知，五大六小發電集團是新型儲能最大的 " 衣食父母 "，五大六小要是停掉了锂電儲能項目，儲能行業可就真的 " 完犢子了 "。
對此，五大六小未作出任何回應，出奇安靜。那麼，為何仍在 " 傳言 " 階段就引發行業情緒？傳言背後到底暗藏什麼樣的儲能行業發展邏輯？新能源配儲能這條路到底能不能走得通？
" 傳聞 " 背後的行業情緒
五大六小實際上已構成國内新型儲能的最大集采方。規模有多大？來看一組數據：
據北極星儲能網統計，在 2023 年内，各大央企發電集團共發布了 25 批次集采，合計采購儲能系統超 36 吉瓦時，儲能電池 2446.6 吉瓦時，儲能 PCS 合計超 4.8 吉瓦。
什麼概念呢？也就是 2023 年一年内的 46.6 吉瓦時新增儲能系統容量中，光是五大六小為首的央國企發電集團就一共采購了超 36 吉瓦時，占比高達 77%。
若傳言為真，對于一眾苦苦掙扎于白熱化價格戰中的儲能集成商而言，説 " 釜底抽薪 " 也不為過。
當然，強制配儲項目不太可能停。但上述傳言是否已經表明，2024 年，五大六小的儲能項目審核将更加嚴格、項目批復将更為謹慎？
不用説全部叫停，哪怕只是一個項目減量，就足夠新型儲能 " 喝一壺 " 的。
從宏觀與頂層設計層面來看，中國在 2023 年年底已基本達成 " 到 2025 年新型儲能裝機規模達 3000 萬千瓦（即 30GW）以上 " 的目标，即提前兩年實現了新型儲能 " 頂層規劃 " 的偉大目标。
在此背景下，頂層設計對于儲能項目的敦促以及發電集團對儲能項目的上馬力度，的的确确是存在放緩空間的。
另一方面，由于五大六小和獨立儲能是目前貢獻儲能裝機規模的兩大主要類型（以 2022 年為例，兩者容量占比分别為 45% 和 44%），随着獨立儲能的大規模推進，也将減緩五大六小的儲能裝機速度。
如今，從中央到地方都在試驗提升儲能電站的收益率，辦法之一就是将很多新能源配儲轉為獨立儲能。區别于新能源配儲，獨立儲能就是一個儲能電站可以同時為多個新能源場站提供儲能服務。
山東省已有相關檔案出台。
2023 年 9 月，山東發布了全國首個配建儲能轉獨立儲能的試點檔案《關于開展我省配建儲能轉為獨立儲能試點工作的通知》。業内普遍認為，2024 年預計将有更多省市出台類似鼓勵 " 配建儲能轉為獨立儲能 " 的政策。
随着五大六小旗下新能源配儲逐步轉為獨立儲能後，未來新建的風、光電站也就不再需要那麼多的新建儲能電站了。
那麼可以預判，首先，電源側五大六小新能源配儲壓力驟減，新能源配儲裝機量将大減；其次，電力規劃總院曾有預計，随着大量新能源配儲轉為獨立儲能，在電網側關鍵節點集中配置儲能的容量需求可降低 20-30% 左右。
儲能減緩為那般？
那麼，五大六小大幅減緩新建儲能項目，到底有沒有動因？
實際上，強制配儲落地後的幾年，配置儲能電站往往成了企業（項目開發商）獲得新能源開發指标的一種手段，是 " 能否并網 " 的先決條件之一，也能滿足地方新能源開發的相關要求和驗收。
那麼，那些應強制配儲而生的儲能電站，其實際表現又如何呢？
有來自發電央企華能集團的内部人士曾無奈表示，儲能電站，尤其是新能源配儲，原本是為了減少了棄風、棄光現象，提高新能源消納率，可在實際中，大批儲能電站卻成了擺設，建而不用。
儲能電站
以儲能大省山東為例，據儲能盒子統計，2023 上半年，山東獨立儲能規模是 197.6 萬千瓦，上半年等效運行時長 543 小時；配建儲能共計 85.4 萬千瓦，等效運行時長 192 小時。也就是説，配建儲能利用小時數僅為獨立儲能的 1/3。若按部門造價 2.5 元 /KW 計算，有高額的電力設備沒有用起來。
另據中電聯基于 2022 年的數據統計，國内新能源配儲項目平均等效利用系數僅 6.1%，幾乎是獨立儲能該項系數的一半。雖然 2023 年這個系數可能會有所提升，但問題恐怕依然十分嚴重。
如此之低的利用率也就意味着，如果沒有強制配儲的要求，現階段企業就會缺少配儲的熱情，因為配儲直接拉高了電站的投資成本，經濟賬算不過來。而央企建設新能源場站是有盈利指标的。
央企新能源開發最大的優勢和底氣——較低的融資成本、較高的融資信用，即使央企自有資金比例僅有 20%，也可以輕松拿到銀行的低息貸款，初次授信以及續貸均無憂。
現實中，由于央企是事實上的 " 二次銀行 "，能夠持續獲得低息貸款，比如新能源項目投資收益率要求是 6%-7%，實際只要拿到了貸款利率的利差，就能夠覆蓋人工等新能源場站的運營成本。
但是，近一兩年來，新能源開發的底層邏輯已經發生了重大轉變：一是新能源投資的成本已經有所抬頭（太陽能和風能的确是取之不盡，但是在實際項目落地過程中，土地、負荷、外送通道等資源都十分有限）；二是新能源發電的量與價也面臨高度不确定性。這些因素都危及央企新能源開發收益率指标的實現。
目前，五大六小發電央企都在搶裝風光新能源裝機，但由于新能源并網難的問題大面積存在，裝完了電站都要面臨限電。以青海省為例，由于無間新能源大發，這麼多的風電光電，電網一時之間消納不了，很多新能源場站都在午間被要求停止發電三到四個小時。青海如此，甘肅、新疆、寧夏、内蒙等地區恐怕也難逃此劫。
限電之外，新能源發電還面臨着限價困境。
有中電聯人士此前披露，目前大型光伏電站需要獲得 0.26-0.3 元 / 度的上網電價，才能覆蓋建設成本。但是很多地區已經拿不到這樣的電價了，例如青海省的上網電價僅有 0.2277 元 / 度，甘肅省更是要求新能源中長期價格控制在 8.8-13.3 分之間，山東省去年五一期間甚至出現了負電價。
強制配儲的 " 靈魂之問 "
國内強制配儲在落地中的争議由來已久。2023 年 9 月 16 日，華北電力大學教授、中國工程院院士劉吉臻在一次主題報告中，報告中透露，總理以及有關部門自 2023 年 5 月份以來，已經就儲能產業的态勢、發展的前景分析、面臨的問題瓶頸以及對策等，先後兩次委托中國工程院來提供研究報告。劉院士主持了這研究報告的起草工作，目前報告已經上呈中央。
針對業界實現碳中和的兩大解決方案，一是 " 風電、光伏配儲能 "；二是通過 CCUS 實現碳的捕集和封存，劉院士認為 " 都是外行的話 "。" 都是很不專業的概念，他（們）不懂電是什麼。" 劉院士稱。
因為在電力系統當中，在大規模新能源消納的過程當中，新型儲能基本上沒有發揮什麼顯著的作用。
劉吉臻院士
劉院士考察了不下 5 個儲能電站，每到一個電站，劉院士向電站方索要最近幾個月的調峰運行數據，電站方根本就調不出來數據，很尴尬。也就是説，儲能電站根本就起不到給新能源做調節的作用；此外，劉院士認為儲能 " 經濟性不足 " 也是偽命題。
劉院士在給中央的研究報告裏表示，截至目前，" 儲能就相當于長江水弄了幾個礦泉水桶（去儲水），沒有起到什麼大的作用。" 這才是給新能源發電配儲 " 并不靈 " 的症結所在。
國内大型儲能的實際運營數據，也佐證了劉院士的觀點。
大型光伏電站配套儲能電站運行的模式為：中午光伏大發，富餘電量給儲能電站充電，夜間放電一次，每日一充一放。以此模式，儲能電站僅可以做到 2 小時左右的調節，且還要面臨儲能電站充放電利用率的持續衰減。
然而，目前，青海省新能源電站的棄風棄光已經達到每天中午三、四個小時。而儲能電站的儲能時長過短，2 小時左右的調節根本覆蓋不了如此大量的棄風棄光，更遑論跨月、跨季、跨年的長時調節了。
首先，要明确一個概念，就是儲能電站在能力範圍内實現的 "2 小時左右的調節 "，也僅是説充放電時長各是 2 小時，并不意味着那 2 小時時間内，新能源場站所有的棄風棄光，儲能電站都能夠把它儲存起來。
其次，電化學儲能設備在低温條件下的 " 失電 " 問題，也是儲能價值有限的一大因素。
第三，電化學儲能商用效果也差強人意。電化學儲能大概只有 7 到 8 年的生命周期，與光伏電站 20 年生命周期不相匹配。儲能電站度電成本約 0.7 元，與 0.2 元甚至更低的上網電價狹路相逢，根本就無法收回成本。寧夏一儲能電站，投資 4 億元每月收益才 100 萬元（關聯閲讀：《調查寧夏儲能產業：投資 4 億元，每月收益僅 100 萬元》）。
劉吉臻院士提醒業界對儲能要有清醒的認識，儲能不是萬能的，将來能源轉型以後以新能源為主體的新型電力系統，儲能要發揮作用，但是作用會十分有限。
因而，政策建議方面，劉院士不主張新能源要大規模強制配儲，認為出路還是在 " 源網荷一體化 "。同時，與其在電源側強制配儲，不如在負荷側配置儲能。
回到五大六小對于儲能 " 食之無味、棄之雞肋 " 的問題，要想迎刃而解，核心已經不是 " 要不要 "" 夠不夠 "" 經濟不經濟 " 的問題了，而是如何在政策上作出優化調整，如何選擇實現路徑的問題。
