撰文 | 小博

編輯 | 郭郭

→這是《環球零碳》的第444篇原創

“綠能+儲能”，被視為新能源和電力行業脫碳的最終夢想。

以光伏和風電為主的新能源，隨著技術的進步，成本大幅下降，已經具備跟煤電等化石能源競爭的優勢。但儲能，卻因為商業模式一直不清晰，加上成本難以下降，目前還處于政策加持和財稅補貼階段。

但如果儲能缺位，就像一條腿走路的跛腳鴨，電力行業很難行穩致遠。隨著新能源并網提速，長時儲能（LDES）的配套和建設成大勢所趨。

11月25日，國家能源局綜合司就《電力現貨市場基本規則》、《電力現貨市場監管辦法》公開征求意見，其中，《電力現貨市場基本規則》提出，推動儲能、分布式發電、負荷聚合商、虛擬電廠和新能源微電網等新興市場主體參與交易。

國家能源局明確指出要推動儲能等參與電力現貨交易，這是在政策層面打通儲能商業模式，儲能運營商可以參與電力現貨市場交易，通過峰谷價差擴大盈利空間。市場認為，這給火熱的儲能市場添了一把火，將極大促進儲能建設提速。

長時儲能一般指6小時以上的儲能介質，它既可以持續幾個小時，也可以持續數周、數月，甚至跨季度。從類型來看，一般包括機械儲能、熱儲能、電化學儲能和化學儲能等。

麥肯錫的一份報告，把這種長時儲能定位于除鋰離子動力電池和抽水蓄能之外的儲能方式，有點像中國一些文件中所說的“新型儲能”。這份報告認為，到2040年，全球長時儲能需要擴大到85-140TWh，才能在能源和電網脫碳中發揮作用，并實現脫碳目標。

中國儲能市場也有望迎來爆發式增長。

根據國家發改委、國家能源局2021年7月發布的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，到2025年，中國新型儲能累計裝機規模要達到30GW以上。截至2021年底，中國新型儲能裝機規模僅為5.76GW。

這意味著4年間有5倍以上的成長空間，復合年均增長率為51%。

隨著中國風電光伏占比繼續提高，各地方政府都對新建風光發電項目提出了配建儲能的強制性要求，配建比例為項目裝機容量的10%到20%不等。若按各地方政府的“十四五”規劃，到2025年末，加總后的新型儲能裝機規模將高達43.7GW，差額達37.94GW。

根據中國儲能網統計，按照每GW造價45億元計算，2022年到2025年，中國的新型儲能將新增投資超1700億元。

盡管有政策加持，儲能賽道也足夠寬廣，但長時儲能一邊被市場和資本長期看好，另一邊卻存在諸多風險和投資障礙，大多儲能項目難以盈利。

圖說：2021年以來部分儲能相關支持政策

來源：鈦媒體

超級風口下的資本布局

儲能是支撐新能源大規模并網的重要技術手段。在碳中和目標下，近年來，美國、英國、澳大利亞、歐盟等發達國家和地區在推動能源低碳轉型過程中，出臺了一系列促進儲能發展的政策法規，有效推動了儲能產業的發展。

比如在美國，2022年8月通過的《削減通脹法案》（IRA），首次將獨立儲能納入ITC抵免范圍。IRA法案出臺前，美國光伏發電及其配儲項目普遍可享30%ITC免稅額度，即退還投資產生增值稅的30%，但儲能必須搭配光伏才能享受ITC補貼。隨著IRA法案落地，獨立儲能納入ITC稅收抵免補貼范圍，儲能裝機對光伏的依賴性將大幅降低。ITC補貼延期十年，抵免力度進一步加強。

最近又把風能加儲能的項目納入ITC稅收抵免范圍。

11月，拜登政府又通過美國能源部 (DOE) 宣布，將近 3.5 億美元用于新型長期儲能示范項目，該項目能夠提供 10 至 24 小時或更長時間的電力，以支持低成本、可靠、脫碳的電網。

近年來，中國對儲能的支持政策也逐漸增多。

從國家層面看， 2022年2月，國家發改委、能源局印發《“十四五”新型儲能發展實施方案》，從電源側、電網側、用戶側3個方面給出了新型儲能規模化發展的思路和措施，并在市場體系、價格機制、商業模式等方向進一步加快新型儲能市場化步伐。

2022年6月，國家發改委、能源局發布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》，進一步明確新型儲能市場定位，建立完善相關市場機制、價格機制和運行機制，引導新型儲能行業有序發展。

除了國家層面的政策，地方在儲能發展規劃層面也紛紛出臺支持政策，湖北、浙江、山東、廣東、安徽、河北、內蒙古等省市明確提出儲能規劃和相關支持政策。

據鈦媒體不完全統計，近年來，全國范圍出臺了高達600多項儲能相關政策。

在政策加持下，資本也開始蜂擁而入，出現強勁增長。寧德時代、鵬輝能源、中創新航、億緯鋰能、國軒高科、欣旺達、比克電池等老牌電池廠商快速跑馬圈地。

以寧德時代為例，工商信息顯示，今年年內，寧德時代已投資成立18家儲能、電池等相關領域子公司，其中專事儲能共3家，分別是11月17日設立的寧德時代儲能發展有限公司、9月28日設立的天津時代智儲科技有限公司和8月5日成立的能建時代（上海）新型儲能技術研究院有限公司。

公司表示，目前儲能業務已成“第二增長極”。董事長曾毓群甚至曾公開預測，到2030年，動力電池全球市場出貨量會達到4800GWh，儲能電池需求也會超過1000GWh。

除了老牌企業布局，眾多“新玩家”也紛紛涌向儲能。今年以來，試圖跨界染指儲能的上市公司可謂五花八門，包括鍋爐、水利、空調、工程機械、電腦配件、食品、教育、環保、紡織等。

儲能寬廣的賽道和政策支持，也吸引了資本的大規模布局。

據鈦媒體的統計，截至今年11月初，國內儲能相關產品合計完成150起融資事件，披露融資金額超800億元，投融資頻次及披露融資金額均已超過2020年、2021年全年，達到近5年高峰。而2020年、2021年分別合計完成融資48起、91起，披露吸金分別超300億元、600億元。

圖說：2022年部分儲能融資項目

來源：鈦媒體

儲能如何盈利

從理論上看，儲能的商業模式應該比較簡單，最基本的盈利模式應該是通過電力價格的低買高賣來實現，即在低電價時段充電，在高電價時段賣出，賺取電價差。

國家發改委2021年7月發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，要求各地結合實際情況在峰谷電價的基礎上推行尖峰電價機制，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%。

拉大峰谷電價差，顯然會提升儲能盈利能力。這方面，浙江是做得比較好的省份。

去年12月和今年6月，浙江省先后出臺了《浙江省加快新型儲能示范應用的實施意見》和《浙江省“十四五”新型儲能發展規劃》兩份支持新型儲能產業發展的重要文件。

更關鍵的是，浙江還及時建立了一套新型儲能政策和市場體系，將分時峰谷電價政策電差擴大至4:1。峰值和谷值的電價差異（每千瓦時）超過1.2元。

同時，浙江省也是電力現貨市場的試點省，前期在試運營時已將儲能發電納入了模擬計算。

所以，這兩年，浙江新型儲能市場發展很快，包括南都電源、萬向集團、容百科技、杉杉股份、超威集團、天能股份等在內的多家企業都在浙江立足，涵蓋電池正負極材料、鋰電池制造、電池回收、儲能項目開發等儲能產業鏈多個環節。

盡管中國電力市場化在推進，但總體看，電價依然受控制。電價大幅上漲和波動的空間還是有限。

而且，中國有大部分居民生活用電，是受保護的，平均電價也比較低。根據國家電網數據，多年來中國平均電價僅高于35個OECD國家中的2個。

這意味著，中國的電力市場，其實實行的是雙軌制，分為政府定價和市場定價，全國只有一半電量是通過市場交易。

2021年，中國市場定價的電力交易電量3.8萬億千瓦時，占全社會用電量45.46%；2022年1月-7月，此比例提升到60%。

電價受控和市場不完善是阻礙儲能發展的絆腳石。

由于規模和商業模式的單一，也導致儲能項目成本與收益倒掛。從全國范圍來看，目前中國新型儲能中占比最大的磷酸鐵鋰儲能的平均成本為每度電0.6元-0.8元左右，參考2022年1月-7月全國28省區市平均每度電0.7元左右的峰谷電價差，剛能勉強達到盈虧平衡線。

但考慮到一些配儲項目仍按常規新能源電站方式調度，很多儲能處于閑置的境地。這也會嚴重影響儲能的盈利能力。

國家發改委數據顯示，2021年投運的儲能電站整體運營時段平均利用小時數只有483小時。

圖說：部分省份儲能規劃目標

參與電力輔助服務

只是通過電價波動來實現盈利，模式還是非常單一。未來儲能還應該更多參與電力輔助服務，才有更大的盈利空間。

目前的儲能大多與發電機組聯合，用于改善電源的性能，尤其是促進新能源消納。但儲能如何參與電網調度、如何參與輔助服務市場的規則不明確，盈利渠道有限，這導致儲能利用率較低，甚至出現儲能設備“曬太陽”的情況。

中國儲能網2022年6月報道，多數新能源建設單位將儲能視作“包袱”，在設備采購階段，采取“最低價”中標方式壓縮采購成本，忽略產品安全和性能，在建設階段，不考慮儲能參與電力市場的接口設計，投產后也大多將儲能空置“曬太陽”。

《財經十一人》認為，國家有必要明確新能源配儲參與市場的規則，打開輔助服務市場的大門。

電力輔助服務是參與主體為維護電力系統安全穩定運行，保證電能質量，在除了正常電能生產、傳輸、使用之外，響應電力調度指令所提供的服務。

根據國家能源局統計，目前中國電力輔助服務費用約占全社會總電費的1.5%，約750億元左右。國海證券估算，到2025年輔助市場規模可占全社會總電費的3%，約1710億元。

2021年12月21日，國家能源局修訂發布了《電力輔助服務管理辦法》，擴大了輔助服務提供的主體。此前的主體只是并網發電廠，但修訂后，新型儲能、自備電廠、傳統高載能工業負荷、工商業可中斷負荷、電動汽車充電網絡、聚合商、虛擬電廠，也都被認定為輔助服務提供的主體。

這意味著新型儲能將在原有運營模式基礎上，進一步探索聚合商、共享儲能、虛擬電廠等模式，豐富市場參與方式和運營模式。

注：首圖來源于ec.europa.eu