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中国电源侧配储的系统利用率急需改善
2023年3月29日，中国电力企业联合会依托国家能源局批准建设的国家电化学储能电站安全监测信息平台发布《2022年度电化学储能电站行业统计数据》。内容提到截至2022年底，19家企业成员单位总计报送500 kW/500 kWh以上的电化学储能电站772座、总功率18.59 GW、总能量43.08 GWh，其中累计投运电站472座、总功率6.89 GW、总能量14.05 GWh。
电源侧储能总能量约6.80 GWh，2022年新增总能量3.87 GWh。电源侧储能以新能源配储为主，受各省政策影响，此比例持续提高，累计投运总量5.50 GWh，占比达到80.80% ; 2022年新增总能量3.30 GWh、占比85.29%。
从安装规模与占比分析，强配政策确实给新能源配储市场引领了发展趋势，但细看案场背后的运行数字发现，电源侧储能中新能源配储运行情况远低于火电配储，平均运行系数0.06（日均运行小时1.44 h，年运行小时525 h）、平均利用系数0.03（日均利用小时0.77 h，年运行小时283 h）、平均备用系数0.92（日均利用小时22.17 h，年运行小时8093 h）、平均出力系数0.69、平均日利用指数17% （日均等效利用次数0.22次）。统计数据上体现强配政策带来的市场荣景，但为配而配、配而无用还是无法用的问题日益凸显加剧，储能价值大打折扣甚至成为许多开发商评估是否愿意投入案场的一道障碍，现阶段中国储能的IRR若在6%以上对于业主会较有吸引力。
表：2022年度中国电化学储能电站行业统计数据
Source：中国国家电化学储能电站安全监测信息平台
政策创造市场 但需紧跟市场节奏创造共鸣
政策无疑是推动市场最强驱动力，且倚靠在最大再生能源市场下，中国储能市场的想象空间应运而生，截至目前，超过25个省份出台新能源配储政策，并开始从集中式渗透至分布式。回顾2022年中国新型储能新增装机规模，在各类应用场景中集中式新能源配储维持占比最高，然而市场规模高速增长、占比最高这类看似风光数字的背后，如何解决使用效率的根本问题是当务之急。
2021年开始大力推进的配储政策，于2022年碰上供应链问题导致价格不降反升，案场持有成本提高后相应的收益来源也没有缓解，为应付政策相应也就会产生不健康市场行为，例如使用较为次级电芯，不在意系统效率、寿命等等。为避免劣币驱逐良币，InfoLink认为目前配套政策须更实时的滚动调整并朝几个优化方向：首先，配储与否，以及比例、时间须根据不同发电源、应用场景、地区、类型等等具备弹性；第二，政策下的设备补贴或服务价格，可根据当地电网使用情况与设备市场价格做浮动调整甚至是竞价机制；第三，完善技术标准与规范的制定；最后，多元化的收益来源，即提高储能使用效率，某种程度也让电力市场自由化。市场、企业、政府三方须具有共鸣才能促使产业快速且健康成长，特别在过去一年多市场快速扩张、企业争相投入下又碰上供应链电芯、关键组件短缺问题，根据InfoLink统计，2022年储能电芯出货超过140 GWh，预期今年将超过235 GWh，增速达到70%。
除了宁德时代、比亚迪依旧引领市场外，亿纬锂能、瑞浦、海辰等等相关电芯企业都在储能板块快速布局，且今年中国的磷酸铁锂电芯在全球储能出货占比甚至有望达到95%，各种数据表明市场快速增长、企业积极布局竞争激烈，因此，追求数值的背后政策与市场的契合，完善运作机制解决深层问题，是推动产业长期发展根本道路。
行业趋势
目前仍有不少业者认为储能案场运行模式与光伏、风电等再生能源相似，较为单纯主要倚赖气候发电卖电，或进一步考虑电网消纳，然而并非如此，储能在电网中扮演了缓冲、调度等角色，也代表储能的复杂，配合发电端与用电端进行不间断的输入与输出，根据情境调整功率，此外，还需考虑设备寿命、安全性与效率。因此，储能对于转型再生能源电网扮演绝对关键角色，其中数字化与智慧化也是必然发展趋势，智慧化能将储能的优势充分发挥、且将每一度电的用电效益优化至最高，换句话说，创造多元且适配的使用场景，体量规模虽然重要，但提高效率与创造效益才是关键。从今年的展会、行业动态发现越来越多BMS、EMS、能源AI相应的公司浮出水面就说明此现象，这是储能开始渗透至电网后方能出现的机制与机会，因此，对于快速发展的储能行业且在电网转型的过程中，政府引领产业发展的同时，也在根本上与企业产生共鸣，方能巩固行业健全成长。
