储能国际峰会圆桌对话会议纪要–20230422

1、中国电力现货占比显著低于国外，制约了储能的发展。新能源配储的问题，本质上计划生让我们市场养，结果市场又没有。比如说峰谷电价差上网了，新能源发电的时候峰谷电价差那么大，我发出来的电好像都便宜的不得了，我会自己主动去装储能，可惜的是我们现在很多现货市场没有完全到位。 美国的现货市场里面，人家的竞争电量达到了95%，欧洲也是这样的。但是咱们刚好相反，国内只有5%的电力是在现货市场（炭素哥团队整理）。 2、如果我们现在的电价体系能够反映所有电力行业重资产利用率的话，储能不愁没有销路，这一点我呼吁全社会来共同研究。我们一年基荷是 8760小时，最高负荷也是持续了200个小时。差了多少倍？40倍（炭素哥团队整理）。度电成本同样的投资在高峰和低谷，固定投资的分摊差了 40倍，这就是我们储能在未来发展的空间。 3、今年山东推行的电价改革部分反应了电力行业重资产利用率的特点。（1）容量补偿的电价分时，也就是9分9厘1的电价分时，全年分为了4个季节，每个季节设置了高峰、低谷和尖峰深谷。比如说尖峰设置的是基准的200%、深谷我们设置的是基准的10%；（2）零售套餐的分时，我们推行的是工商业用户和售电公司签订的零售套餐，在高峰的时候至少上浮50%，低谷的时候至少下浮50%；（3）这个政策推行以来，在现在这个季节，我们晚峰削峰达到200万左右，中午填谷达到了350万左右，这个已经初见成效（炭素哥团队整理）。 4、现在新能源竞价的结果比标杆电价还要低，主要原因：（1）火电装机比较大的企业，它的结构转型压力特别大，国资委考核的压力特别大。为了争取更多的新能源资源，特别是在海上风电竞争当中，电价会压得比较低（炭素哥团队整理）；（2）新能源本身进入市场之后，其实电能质量是不好的，这个价格可能会更低。 5、今天的电力开发商有两个很纠结的事情，我们希望现货赶紧来，但是我们又怕现货来，为什么？电力现货来了以后储能可以少亏一点了，可能甚至有可能赚一点了。但是风电、光伏的电价降了，就是你做新能源开发的，你一手是储能，一手是风光电，这边可能赚一点，那边又赔进去了 5、我们大概有个测算，以10%、2小时的储能配置来说的话，大概增加新能源的投资是5%~8%的水平，降低收益率大概是一个点，如果是15% 、4小时这个要求的话，大概降低收益率是三个点（炭素哥团队整理）。 6、关于利用系数的情况，目前看装机规模最大的电源侧（2022年全国新能源配储能利用系数6.1%、火电厂配储能利用系数15.3%、电网侧储能利用系数34.8%、用户储能利用系数28.3%，全国电化学储能平均利用系数12.2%）（炭素哥团队整理），反而利用率是最低的。储能没有发挥价值，所以大家把它当成沉没，资产越便宜越好，而不是越好越好。 7、从现在的情况来看，利用率低的一个重要原因是火电也在进行灵活性改造，用户侧也有所响应。配电的储能如果只是定位于给自己服务，那可能应用的场景时段，电力需求有限，如果是服务于整个电网的需求，只要你具备独立的控制条件和要求，就可以参与现货市场，我想可能空间和需求会拓展更多。独立储能利用确实是更好一点，也确实在电网中发挥作用了。 8、沙特平均每年的日照时间大概有3400小时，可利用的太阳能小时数大概也有2500小时左右，沙特我们可以看到太阳能上网电价是一美分，这个一美分其实还是有利可图的。新能源加储能，它的度电成本是不超过10美分的（太阳能发电1美分左右、储能一美分、设备成本都摊上去之 后，把所有的设备全部加进去它总的来说成本我们当时很粗略的估算，可能就是那个6-7美分左右），其实和重建一个火力为主的系统其实是差不多。 9、德国贡献了整个欧洲用户侧光储市场的一半以上。大多数发达国家它用户电价都比企业电价贵，因为是零售电价，粗略来说在2021年德整年全年平均下来它的电价大约是2.5元RMB/度电（里面有很高的消费税，还有碳税）（炭素哥哥团队）。所以说分布式电源的发展，分布式储能的发展，其实依赖于我们售电电价。 10、2020年澳大利亚辅助服务的交易额是占到整个电能量交易额的5.4%；中国目前整个辅助服务的交易市场是占电能量交易的0.9%。 11、政策对电站的对储能电站的投资影响太大了，也是大家在投资的时候比较纠结的原因，因为我们的储能是一个10年寿命周期的这样的一个姿态，如果政策一改变，它的前期的投资模型全部被推翻了。