Tại Triển lãm Chuỗi Công nghiệp Năng lượng Mới CLNB 2025 (lần thứ 10) - Diễn đàn Năng lượng Mặt trời và Hệ thống Lưu trữ Năng lượng mới do SMM Information & Technology Co., Ltd. tổ chức, Tang Tuo, Kỹ sư Tư vấn tại Viện Nghiên cứu Chính sách và Hệ thống của Nengjian Times (Shanghai) New Energy Storage Technology Research Institute Co., Ltd., đã chia sẻ về chủ đề "Làm thế nào ngành công nghiệp Năng lượng Mặt trời và Hệ thống Lưu trữ Năng lượng có thể chuyển từ 'Cạnh tranh khốc liệt' sang 'Đôi bên cùng có lợi' trong bối cảnh dư thừa năng lực." Ông cho biết giá giao dịch trên thị trường năng lượng mới có thể tiếp tục giảm, đặc biệt là đối với các dự án năng lượng mặt trời có độ nhất quán sản lượng cao, nơi có thể xảy ra giá điện âm trong thời gian đỉnh điểm sản xuất năng lượng mặt trời vào ban ngày. Chiến lược đầu tư và phát triển năng lượng mới đã chuyển từ "cạnh tranh tài nguyên thuần túy" sang "cạnh tranh năng lực toàn diện," với lợi nhuận của các thực thể đầu tư năng lượng mới được liên kết trực tiếp với khả năng lập kế hoạch và bố trí, kiểm soát chi phí, vận hành giao dịch và đổi mới công nghệ. Nhu cầu về nguồn lực điều chỉnh hệ thống điện đang giảm ngắn hạn nhưng tăng dài hạn, với nguồn lực điều chỉnh chuyển từ "được thúc đẩy bởi chính sách" sang "được thúc đẩy bởi thị trường," có thể dẫn đến sự mở rộng thêm khoảng cách giá giữa đỉnh và thung lũng và tăng doanh thu dịch vụ hỗ trợ. Sự tập trung phát triển Hệ thống Lưu trữ Năng lượng (ESS) ở phía cung cấp điện đã giảm, chuyển hướng sang ESS độc lập chia sẻ ở phía lưới điện và phía người dùng.
I. Tổng quan về Phát triển Lưu trữ Năng lượng Mới
I. Tổng quan
Phân bố Lắp đặt: Quy mô lắp đặt lưu trữ năng lượng mới tiếp tục tăng nhanh, đạt 73,76 triệu kW vào cuối năm 2024, với thời gian lưu trữ năng lượng trung bình là 2,3 giờ. Vùng tây bắc và bắc Trung Quốc hưởng lợi từ nguồn gió và năng lượng mặt trời dồi dào, dẫn đến quy mô lớn của ESS. Về quy mô nhà máy, có xu hướng tập trung và quy mô lớn. Về thời gian lưu trữ, có xu hướng kéo dài thời gian lưu trữ.
Đường lối Công nghệ: Pin lithium-ion vẫn là dòng chính. Pin dòng, lưu trữ năng lượng bằng không khí nén, và lưu trữ hydro đang được thử nghiệm. Lưu trữ năng lượng bằng bánh xe đà đã được áp dụng trong các dự án, nhưng quy mô tương đối nhỏ; lưu trữ năng lượng bằng trọng lực chưa có dự án hoạt động ở Trung Quốc.
Cảnh ứng dụng: Chủ yếu bao gồm phía cung cấp điện, phía lưới điện, và phía người dùng. Ở giai đoạn phát triển ban đầu, tích hợp ESS với năng lượng mới ở phía cung cấp điện là phổ biến. Gần đây, các nhà máy ESS độc lập ở phía lưới điện đã nhận được sự chú ý và phát triển nhanh chóng. Ở phía người dùng, ESS công nghiệp và thương mại hiện là ứng dụng chính, với các kịch bản tùy chỉnh cao và quy mô khác nhau, từ vài trăm kW đến vài chục MW.
Tình hình Chi phí: Trong năm qua, giá nguyên liệu pin lithium (carbonat lithium) nói chung tiếp tục giảm, cộng với cạnh tranh giá thị trường gay gắt, dẫn đến giá cell pin liên tục giảm, từ đó làm giảm giá giao dịch của hệ thống lưu trữ năng lượng và EPC.
II. Thảo luận về Các Vấn đề then chốt trong Lưu trữ Năng lượng Mới
II. Vấn đề then chốt
Sử dụng: Việc sử dụng một số dự án lưu trữ năng lượng mới không đạt kỳ vọng. Nguyên nhân chính bao gồm: 1) chất lượng thiết bị không đồng đều trong một số dự án, dẫn đến khả năng sẵn sàng thấp; 2) quy mô nhỏ và mức điện áp接入电压水平低，难以调度；3）部分项目运营水平低，无法充分利用储能调节能力；4）缺乏明确的投资回报模式，降低了业主使用储能的积极性。
功能定位：减少新能源弃电。
功能定位：替代输配电投资。在输电通道重载区段附近部署电网侧储能可以缓解电网阻塞，促进风光消纳。但目前不适合解决变电站过载问题，因为储能电站相比主变扩建在用地和成本上没有优势。
项目经济性：假设存储的都是被弃的新能源电量，理想情况下，再以新能源上网电价放电。只有当储能平准化成本（LCOS）低于新能源上网电价时，储能才具有经济性；否则，直接弃电更优。
三、政策情况及影响分析
发展历程：新能源上网电价的发展经历了从政策定价到市场化改革的过程。“通知”（136号文）明确，原则上新能源项目上网电量应全部进入电力市场，通过市场交易形成电价，并建立“多退少补”的差额结算机制，稳定企业收益，促进新能源高质量发展。
保障性电量：各省应结合当前政策保障电量规模，考虑当年非水可再生能源消纳责任权重和用户承受能力调整。因此，各省保障性电量规模将保持稳定，主要包括上年度政策保障的新能源电量和新增新能源保障性电量。
保障性电价：定价遵循边际出清模式，按照报价从低到高选择项目，保障性电价原则上由选中项目的最高报价确定。保障性电价上限可参考当地煤电基准电价或典型高收益率机组上网电价水平；下限可参考各省份同类最先进机组上网电价水平。
政策影响
新能源市场价格可能进一步下降，特别是对于输出一致性较高的光伏项目，在白天光伏发电高峰时段可能出现负电价；
新能源投资开发策略已从“纯资源竞争”转向“综合能力竞争”，新能源投资主体的收益直接与规划布局、成本控制、交易运作和技术创新能力挂钩；
对电力系统调节资源的需求短期内下降但长期增加，调节资源从“政策驱动”转向“市场驱动”，可能导致峰谷电价差进一步拉大，辅助服务收入增加。
发电侧储能热度降温，转向电网侧和用户侧共享独立储能。 使用的设备质量不均，导致可用性低；2）规模小，接入电压水平低，难以调度；3）部分项目运营水平低，无法充分利用储能调节能力；4）缺乏明确的投资回报模式，降低了业主使用储能的积极性。
功能定位：减少新能源弃电。
功能定位：替代输配电投资。在输电通道重载区段附近部署电网侧储能可以缓解电网阻塞，促进风光消纳。但目前不适合解决变电站过载问题，因为储能电站相比主变扩建在用地和成本上没有优势。
项目经济性：假设存储的都是被弃的新能源电量，理想情况下，再以新能源上网电价放电。只有当储能平准化成本（LCOS）低于新能源上网电价时，储能才具有经济性；否则，直接弃电更优。
三、政策情况及影响分析
发展历程：新能源上网电价的发展经历了从政策定价到市场化改革的过程。“通知”（136号文）明确，原则上新能源项目上网电量应全部进入电力市场，通过市场交易形成电价，并建立“多退少补”的差额结算机制，稳定企业收益，促进新能源高质量发展。
保障性电量：各省应结合当前政策保障电量规模，考虑当年非水可再生能源消纳责任权重和用户承受能力调整。因此，各省保障性电量规模将保持稳定，主要包括上年度政策保障的新能源电量和新增新能源保障性电量。
保障性电价：定价遵循边际出清模式，按照报价从低到高选择项目，保障性电价原则上由选中项目的最高报价确定。保障性电价上限可参考当地煤电基准电价或典型高收益率机组上网电价水平；下限可参考各省份同类最先进机组上网电价水平。
政策影响
新能源市场价格可能进一步下降，特别是对于输出一致性较高的光伏项目，在白天光伏发电高峰时段可能出现负电价；
新能源投资开发策略已从“纯资源竞争”转向“综合能力竞争”，新能源投资主体的收益直接与规划布局、成本控制、交易运作和技术创新能力挂钩；
对电力系统调节资源的需求短期内下降但长期增加，调节资源从“政策驱动”转向“市场驱动”，可能导致峰谷电价差进一步拉大，辅助服务收入增加。
发电侧储能热度降温，转向电网侧和用户侧共享独立储能。 Sử dụng: Một số dự án lưu trữ năng lượng mới không đạt kỳ vọng. Nguyên nhân chính bao gồm: 1) chất lượng thiết bị không đồng đều trong một số dự án, dẫn đến khả năng sẵn sàng thấp; 2) quy mô nhỏ và mức điện áp thấp, khó điều độ; 3) mức độ hoạt động thấp trong một số dự án, không thể tận dụng đầy đủ khả năng điều tiết của lưu trữ năng lượng; 4) thiếu mô hình đầu tư sinh lời rõ ràng, giảm sự nhiệt tình của chủ sở hữu trong việc sử dụng ESS.
Định vị Chức năng: Giảm thiểu việc bỏ điện năng lượng mới.
Định vị Chức năng: Thay thế cho đầu tư truyền tải và phân phối điện. Triển khai ESS phía lưới điện gần các đoạn tải nặng của kênh truyền tải có thể giảm tắc nghẽn lưới điện và thúc đẩy tiêu thụ năng lượng gió và mặt trời. Tuy nhiên, hiện tại không phù hợp để giải quyết vấn đề quá tải trạm biến áp, vì ESS không có ưu điểm về đất đai và chi phí so với việc mở rộng trạm biến áp chính.
Kinh tế Dự án: Giả sử tất cả năng lượng được lưu trữ là năng lượng mới bị bỏ, lý tưởng nhất là sau đó xả điện theo giá mua điện năng lượng mới. ESS chỉ kinh tế khi chi phí lưu trữ bình quân (LCOS) thấp hơn giá mua điện năng lượng mới; nếu không, tốt hơn là bỏ điện trực tiếp.
III. Tình hình Chính sách và Phân tích Tác động
Lịch sử Phát triển: Phát triển giá mua điện năng lượng mới đã chuyển từ định giá chính sách sang cải cách thị trường. Thông báo (Văn bản số 136) xác định rằng, nguyên tắc, tất cả điện năng của các dự án năng lượng mới nên vào thị trường điện, giá điện được hình thành thông qua giao dịch thị trường, và thiết lập cơ chế thanh toán chênh lệch "trả nhiều, bù ít" để ổn định lợi nhuận doanh nghiệp và thúc đẩy phát triển chất lượng cao của năng lượng mới.
Điện Bảo đảm: Các tỉnh nên tuân thủ chính sách hiện tại về quy mô điện bảo đảm, xem xét trách nhiệm tiêu thụ năng lượng tái tạo không thủy điện và điều chỉnh khả năng chịu đựng của người dùng cho năm. Do đó, quy mô điện bảo đảm ở mỗi tỉnh sẽ giữ ổn định, chủ yếu bao gồm điện năng lượng mới được bảo đảm bởi chính sách năm trước và điện bảo đảm mới từ năng lượng mới.
Giá Điện Bảo đảm: Định giá theo mô hình thanh khoản biên, chọn dự án theo giá chào từ thấp đến cao, và giá điện bảo đảm, nguyên tắc, được xác định bởi giá chào cao nhất của dự án được chọn. Giới hạn trên của giá điện bảo đảm có thể coi là giá điện chuẩn thanh toán hoặc mức giá mua điện của đơn vị điển hình có tỷ suất lợi nhuận cao; giới hạn dưới có thể tham khảo mức giá mua điện của đơn vị tiên tiến nhất cùng loại ở mỗi tỉnh.
Tác động Chính sách
Giá giao dịch trên thị trường năng lượng mới có thể tiếp tục giảm, đặc biệt là đối với các dự án năng lượng mặt trời có độ nhất quán sản lượng cao, nơi có thể xảy ra giá điện âm trong thời gian đỉnh điểm sản xuất năng lượng mặt trời vào ban ngày;
Chiến lược đầu tư và phát triển năng lượng mới đã chuyển từ "cạnh tranh tài nguyên thuần túy" sang "cạnh tranh năng lực toàn diện," với lợi nhuận của các thực thể đầu tư năng lượng mới được liên kết trực tiếp với khả năng lập kế hoạch và bố trí, kiểm soát chi phí, vận hành giao dịch và đổi mới công nghệ;
Nhu cầu về nguồn lực điều chỉnh hệ thống điện đang giảm ngắn hạn nhưng tăng dài hạn, với nguồn lực điều chỉnh chuyển từ "được thúc đẩy bởi chính sách" sang "được thúc đẩy bởi thị trường," có thể dẫn đến sự mở rộng thêm khoảng cách giá giữa đỉnh và thung lũng và tăng doanh thu dịch vụ hỗ trợ.
Lưu trữ năng lượng phía cung cấp điện đã giảm, chuyển hướng sang ESS độc lập chia sẻ ở phía lưới điện và phía người dùng.
