强制性ESS“左向学习”，共享ESS“右向学习”
2023-08-14
新型储能正处在蓬勃发展之中。
一方是利用率低、成本效益高，但积极投资于新能源配套的储能系统；另一方则通过容量管理、辅助服务及现货交易推动储能系统的规模化应用，却未进行积极投资。
自电气系统发展以来，新型储能系统必须持续创新；而共享型储能系统则需具备足够的市场基因，才能作为独立的市场主体实现健康可持续发展。
01
计划中的强制性ESS难以持续
新能源支持的ES正不断受到批评。
根据此前中国电力部门的数据，新能源配套储能的利用率仅为6.1%，远低于火电发电的15.3%和国家电网的14.8%。换句话说，新能源配套储能沦为摆设，毫无用处。
目前，支持储能系统的可行性并不取决于利用率，而主要依赖于将其作为新能源的一部分进行包装，甚至演变成一种赢得新能源项目投标的手段，这种做法名不副实，堪称畸形发展。
尤其随着新能源效率的提升和成本的降低，新能源对强制性储能系统的支付能力和支付意愿“非但没有减弱，反而增强”，并主动成为热门话题。这也解释了为何强制性储能系统虽备受批评，却从不缺乏付费者。
谁是导致强制性储能系统表现不理想的根本原因？
实际上，这仅是高层的意向性引导，并不具有强制性。但为了推动新能源尽快接入电网，地方政府自2020年起开始推行强制性的储能系统政策，而且这一趋势还在加剧，不断升级。
如今，作为新能源并网的先决条件，多数省份已出台了相应的储能系统（ES）配置要求，比例从10%到20%不等，时长则涵盖1小时至4小时等多种标准。
实际情况超出了预期。
近期，由于特高压建设、火电灵活性改造等因素，弃风弃光现象正逐步改善，风电和光伏发电的利用率随之提升。例如，风电和光伏的利用率已从2016年的82.4%和90%，分别提高到2022年的96.8%和98.3%。然而，这也反映出配套储能设施的利用系数仍处于较低水平，其对新能源消纳的促进作用值得存疑。
目前，除了满足地方政府政策的要求外，强制性储能系统并未显现出明显的市场价值，多数企业认为，如此昂贵的配置是否有必要尚存疑问，因此希望呼吁暂停实施。
02
市场中的共享储能迈出了一小步
由于强制性储能系统的利用率较低，看来共享储能系统才是最佳解决方案。
2021年7月，国务院印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确提出“鼓励探索建设共享式储能”，正式提出共享储能概念，并将其纳入“独立市场主体地位”相关段落。
强制性ESS更类似于地方政府的计划经济式野蛮发展；而共享型ESS则是由“高层”推动的市场行为。
如果强制性储能系统在经济上存在浪费，那么共享储能系统似乎只是个“虚拟”概念，因为它不仅用于容量管理，还被广泛应用于辅助服务，甚至能够参与电力市场的现货交易。
然而，说起来容易，做起来却难。
如今，共享储能系统的三大经济来源分别是容量租赁、辅助服务以及峰谷价差套利，但这些方式均存在不确定性。其中，容量租赁主要取决于周边光伏和风电资源的规划布局；辅助服务则依赖于电网的响应需求及电网结构；而峰谷价差套利则受制于当地用电需求和电力现货市场。
由于三种不确定性的经济资源，阻碍了市场化的积极投资，尤其是电力现货市场尚不完善，导致各地区之间存在“价差压力”，最终引发峰谷价差套利收益的不确定性。
与具有保障的强制性储能系统相比，虽然共享储能系统面临市场需求，但需求量不确定，这带来了巨大风险，且收益模型难以构建，进而对专业性提出更高要求，也使得投资决策更加困难。
如果强制性共享出行只是简单的投资行为，即便有些粗鲁，那么共享的共享出行模式将是一种专业化的运营方式，具有很高的进入门槛。由于缺乏政策保障，它需要从业人士从多方面进行专业判断，并对未来收益做出精准预测——而这正是共享出行的核心所在。
03
共享储能系统无保障
共享储能系统是“独立的市场主体”。
与抽水蓄能相比，电化学储能的主要区别是什么？
除了功能上的先天差异，抽水蓄能电站相比共享式储能系统具有明显优势。例如，抽水蓄能的成本可降至与电网输配电价格相当的水平，从而成为电网系统的一部分，具备经济保障；而共享式储能系统则难以达到这一成本水平，其投资和运营完全依赖市场。
一个有保障，另一个则没有。
除了市场，共享储能系统没有其他额外的收入来源。在金属化运营的背景下，初期的巨额投资对未来收入的确定性提出了较高要求。如果缺乏足够的可预测性，系统将难以实现经济性。
从功能角度来看，共享式储能系统应成为电网的一部分，与抽水蓄能一样，但它已纳入市场运作，因此实际上既存在收益，也面临损失。
在新型电力系统发展的初期阶段，各项政策正在积极探索中，共享式储能系统被定位为独立的市场主体，但市场化的不足特征已明显显现，推广工作也面临不小挑战。
04
Soul Question全新ESS的价值是什么？
回归本源，全新ESS的价值是什么？
新型储能系统的需求与新型电力系统的出现息息相关。从“电源、电网、负荷、储能”这一生态位的视角来看，新型电力系统的核心在于提升新能源在“电源”侧的占比，从而对整个电力系统产生深远影响。
当新能源出力同时率不高时，可吸收传统调节资源、特高压及其他各级电压；但一旦出力同时率超标，现有调节资源将面临瓶颈。
目前，2022年风电和光伏发电量已占到11%。据预测，当风电与光伏发电占比超过15%时，对电网的影响将突破临界点，并加速这一趋势的显现。
因此，有必要为新能源（包括特高压、抽水蓄能、新型储能系统等）增长带来的影响做好充分准备。
在新型电力系统不断演进的过程中，新型储能的价值核心主要有两个：
首先，随着新能源占比不断提升，对电网的扰动日益加剧，因此，灵活性资源和辅助服务在调峰调频方面的重要性也愈发凸显；
其次，由于新能源和储能成本持续下降，电力市场中发电侧和用户侧市场主体数量不断增加，以及电力现货交易市场的逐步成熟，推动了峰谷电价差市场的兴起。
这两个值都与新电力系统的建设有关。
为此，随着新型电力系统的建设，对新型储能的需求既现实又迫切。然而，新型储能技术，尤其是共享储能，必须从这两个方面检验其价值——要么能够切实创造价值，要么具备在这些方面实现高附加值的能力，从而确保收益的稳定性更具可预测性，进而激发独立市场主体的投资热情。
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