就商業(yè)化而言，目前的新型儲能市場，“期望”與“現(xiàn)實”之間還存在不小差距。

（本文來源：微信公眾號“能源評論?首席能源觀”ID:CEO_ER）

7月23日，國家發(fā)展改革委、國家能源局印發(fā)《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》，文件提出，到 2025 年，實現(xiàn)新型儲能從商業(yè)化初期向規(guī)?；l(fā)展轉(zhuǎn)變，裝機規(guī)模達 3000 萬千瓦以上。

根據(jù)中國“雙碳”目標(biāo)的分階段任務(wù)，到2030年，風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機容量達到12億千瓦以上。如果按照15%的儲能配備比例，2030年儲能裝機規(guī)模有望達到1.8億千瓦以上?！冻樗钅苤虚L期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035）》也提出，到2030年，抽水蓄能投產(chǎn)總規(guī)模較“十四五”再翻一番，達到1.2億千瓦左右。如此算下來，到2030年，新興儲能裝機規(guī)模將達到6000萬千瓦以上。

截至2020年年底，我國新型儲能裝機規(guī)模在300萬千瓦左右。從2020年的300萬千瓦到2025年的3000萬千瓦以上，再到2030年6000萬千瓦以上，儲能的裝機規(guī)模不斷擴張，市場前景不言而喻。

現(xiàn)實是，當(dāng)下的儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展尚不成熟，市場上獨立的儲能主體寥寥無幾。儲能要實現(xiàn)規(guī)模化發(fā)展，將廣闊的市場前景變?yōu)椤板X景”，還急需找到穩(wěn)定的盈利模式。

產(chǎn)業(yè)鏈：中上游在盈利

新型儲能產(chǎn)業(yè)鏈圍繞電池開展，主要包括上游的原材料及零部件供應(yīng)商，中游的電池、變流器、管理系統(tǒng)、其他設(shè)備和系統(tǒng)集成商，以及下游的發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、用電側(cè)應(yīng)用場景。

在這條產(chǎn)業(yè)鏈上，電池是核心。電池和變流器在系統(tǒng)成本中占比最高，超過60%，參與者主要是動力電池制造商、光伏逆變器廠商和電力企業(yè)。

動力電池制造商將動力電池的生產(chǎn)制造、系統(tǒng)集成經(jīng)驗遷移到儲能電池；儲能變流器與光伏逆變器需要的零部件高度相似，光伏逆變器廠商也具備生產(chǎn)儲能變流器的能力；光伏企業(yè)、電池企業(yè)和電力企業(yè)則運用專業(yè)的知識和項目經(jīng)驗，將各個組件組合成適用于不同運行場景的集成系統(tǒng)。

從近期上市公司披露的半年報中可以看到，坊間調(diào)侃的“儲能產(chǎn)業(yè)， 淘金的沒掙到錢，賣鏟子的倒先把錢掙了”有一定的現(xiàn)實性，做電池、變流器和系統(tǒng)集成的企業(yè)市場遍布海內(nèi)外，是儲能產(chǎn)業(yè)鏈上賺到錢的一方。根據(jù)中關(guān)村產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟的統(tǒng)計，2020年國內(nèi)儲能變流器供應(yīng)商前十名累計出貨量1.27吉瓦。比如，寧德時代2021年上半年儲能系統(tǒng)收入46.93億元，同比增長727.36%，毛利率高達36.60%。

短期來看，受供需格局錯配影響，2021年以來部分鋰電池材料價格迎來大幅上漲，中游企業(yè)也面臨儲能電池成本上漲、盈利空間收窄的局面，目前市場已傳出多家電池廠商漲價的消息。國泰君安對此分析，一方面電池企業(yè)會通過長單模式進一步平滑后續(xù)價格波動的影響，另一方面龍頭電池企業(yè)或?qū)⑼ㄟ^直接漲價或者建立終端售價與主要材料價格之間的聯(lián)動機制，來傳導(dǎo)成本壓力，電池企業(yè)盈利能力后續(xù)有望逐步恢復(fù)。

長期來看，一系列政策將幫助新型儲能實現(xiàn)市場化發(fā)展，這同時意味著行業(yè)的競爭也會更加激烈。一旦儲能電池實現(xiàn)規(guī)?；逃?，電池廠商需要在提高電池循環(huán)壽命、降低成本以及提升電池安全性方面下功夫，以保持一定的競爭優(yōu)勢。

產(chǎn)業(yè)鏈：下游三大應(yīng)用場景

儲能的功能大致體現(xiàn)在四個方面：削峰填谷、電力輔助、容量支撐、輸電資產(chǎn)。具體到儲能的終端應(yīng)用場景，可以從發(fā)電側(cè)、電網(wǎng)側(cè)和用戶側(cè)三個方面來看。

在發(fā)電側(cè)，儲能的市場客戶主要是光伏電廠、風(fēng)電廠以及火電廠。對于“新能源+儲能”組合，儲能可以有效平滑新能源場站出力波動，降低新能源隨機性和波動性對電網(wǎng)運行的影響；對于“火電+儲能”組合，儲能也可以分擔(dān)火電機組的調(diào)頻壓力，提高發(fā)電單元整體調(diào)節(jié)能力。

在電網(wǎng)側(cè)，儲能的市場客戶是電網(wǎng)企業(yè)。儲能系統(tǒng)可以實現(xiàn)削峰填谷以及調(diào)頻、調(diào)壓等功能，保證電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運行；也可以作為事故備用電源，在突發(fā)電源或電網(wǎng)緊急事故時，借助儲能本身的能量儲備進行緊急功率支援和應(yīng)急響應(yīng)，提升電網(wǎng)安全性和穩(wěn)定性。

在用戶側(cè)，儲能市場客戶主要是工商業(yè)用戶和居民用戶。工商業(yè)用戶可以通過儲能實現(xiàn)峰谷價差套利，這在客觀上有利于緩解電力供需緊張，降低電網(wǎng)峰谷差，提高電網(wǎng)靈活調(diào)節(jié)能力；居民側(cè)分布式能源和儲能聯(lián)合運行，即便在配電網(wǎng)發(fā)生故障的情況下，短時間內(nèi)依然有可靠的電力供給，從而有效降低電網(wǎng)故障導(dǎo)致的停電影響。

從應(yīng)用場景入手，電廠、電網(wǎng)和工商業(yè)用戶都對儲能有需求，但這需求究竟是靠自建還是靠租賃儲能項目來解決，還有個經(jīng)濟性的考量。

用戶側(cè)：商業(yè)模式明朗

與依靠補貼開啟發(fā)展之路的電動汽車產(chǎn)業(yè)不同，新型儲能市場的發(fā)展并沒有依靠大規(guī)模補貼，一開始走的就是以市場化為主的路子。

用戶側(cè)儲能是最先發(fā)展起來的。2018年之前，用戶側(cè)儲能一直是我國儲能市場增長的領(lǐng)頭羊。工商業(yè)用戶端的儲能系統(tǒng)是我國用戶側(cè)儲能的主要應(yīng)用形式，其盈利方式體現(xiàn)在峰谷差價套利、減少基本電費、需求側(cè)響應(yīng)補貼、降低增容費用。基于這樣的盈利方式，此前用戶側(cè)儲能項目也主要集中在江蘇、廣東等一些峰谷電價差較高且工商業(yè)較為發(fā)達的省份。

峰谷差價套利是工商業(yè)用戶端儲能最主要的盈利來源，對于削峰填谷這種容量性儲能場景，通常需要比較儲能的度電成本和峰谷價差，以此來衡量儲能項目投資是否有經(jīng)濟性。

從2020年12月底制定了峰谷分時電價的15個地區(qū)看，工商業(yè)及其他峰谷價差平均值為0.51～0.55元/千瓦時；中位值為0.48～0.52元/千瓦時，其中北京是峰谷價差最大的地區(qū)，達到0.99～1.00元/千瓦時，上海峰谷價差夏季達到0.81～0.83 元/千瓦時。7月26日，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》，峰谷價差進一步拉大。目前我國的電化學(xué)儲能度電成本約為0.51元/千瓦時，與峰谷價差比較得出，用戶側(cè)儲能的經(jīng)濟效應(yīng)已經(jīng)顯現(xiàn)，但距離規(guī)模應(yīng)用的0.3～0.4元/千瓦時的度電成本還有差距。

目前，多個省份已出臺需求響應(yīng)補貼，鼓勵儲能設(shè)施等負(fù)荷量大的用戶和負(fù)荷集成商參與電力需求響應(yīng)。比如，江蘇的補貼標(biāo)準(zhǔn)為出清價格設(shè)置4元/千瓦時價格上限，填谷日前需求響應(yīng)執(zhí)行1.2元/千瓦時年度固定補貼單價，實時需求響應(yīng)執(zhí)行4元/千瓦時年度固定補貼單價。未來，用戶側(cè)儲能參與需求響應(yīng)的盈利性會更為凸顯。

據(jù)上海申銀萬國證券研究所電力設(shè)備及新能源組主管韓啟明介紹，未來在微電網(wǎng)、增量配電網(wǎng)、能源互聯(lián)網(wǎng)與多能互補相繼試點推進中，用戶端儲能商業(yè)模式將更加豐富。

源側(cè)網(wǎng)側(cè)：經(jīng)濟性待突破

新能源發(fā)電配備儲能系統(tǒng)就是要解決棄風(fēng)棄光問題，促進可再生能源的并網(wǎng)。電源側(cè)儲能的經(jīng)濟性就與上網(wǎng)電價、儲能系統(tǒng)的日放電量和年工作天數(shù)有關(guān)。

而電網(wǎng)側(cè)儲能主要用于電力輔助服務(wù)，以調(diào)峰和調(diào)頻為主。

調(diào)頻屬于功率型儲能場景，對應(yīng)比較的是儲能的里程成本。調(diào)頻指的是當(dāng)用電負(fù)荷發(fā)生小幅度波動時，會導(dǎo)致發(fā)電機頻率增加或減小，發(fā)電機組需要通過調(diào)速器和AGC（自動發(fā)電控制） 調(diào)節(jié)發(fā)電頻率，恢復(fù)到額定頻率。根據(jù)一些學(xué)者的研究結(jié)果，鋰電儲能在調(diào)頻服務(wù)上已經(jīng)具備經(jīng)濟性，里程成本為6.34～9.08元/兆瓦。

調(diào)峰屬于容量型儲能場景，對應(yīng)比較的是儲能的度電成本。調(diào)峰指的是更長時間跨度、更大功率范圍內(nèi)調(diào)節(jié)發(fā)電量與用戶負(fù)荷的匹配。在調(diào)峰服務(wù)上，鋰電儲能的度電成本為0.62～0.82元/千瓦時，是抽水蓄能的3～4倍，經(jīng)濟性競爭力較弱。但抽水儲能受環(huán)境限制，若未來鋰電儲能成本再降，其在調(diào)峰服務(wù)上的競爭力將會有所提升。

有機構(gòu)測算過發(fā)電側(cè)儲能和電網(wǎng)側(cè)儲能的經(jīng)濟性，發(fā)現(xiàn)兩者都已經(jīng)初步顯現(xiàn)出經(jīng)濟性，有待儲能系統(tǒng)成本降低后，經(jīng)濟性會有明顯突破。

一個顯著的問題是，儲能項目多是采取“開發(fā)商投資+運營”的模式， 開發(fā)商負(fù)責(zé)項目投資建設(shè)運行和維護，業(yè)主提供場地和電網(wǎng)接入，開發(fā)商投資壓力大，推進項目緩慢。且容量電價機制、儲能成本如何納入輸配電價回收等問題尚未解決，市場各方也在觀望中。

8月10日，國家發(fā)展改革委、國家能源局聯(lián)合發(fā)布《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，鼓勵發(fā)電企業(yè)自建儲能或調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模，允許發(fā)電企業(yè)購買儲能或調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模。這在一定程度上激發(fā)了新能源發(fā)電廠和電網(wǎng)企業(yè)投資儲能項目的積極性，儲能資產(chǎn)預(yù)計將從“政策要求”向“具備盈利模式”轉(zhuǎn)變。

其實，對新型儲能商業(yè)化的探索遠(yuǎn)不止這些，新型儲能的多維應(yīng)用能否完全施展出來，關(guān)鍵還在于經(jīng)濟性，這有賴于政策支持，也有待于電力市場價格的進一步理順。