新型储能，已经站在风口，能飞起来吗?

　　2023年国内新型储能风头正劲，似乎不负众望地兑现了国内市场爆发元年的期许。

　　政策端：储能相关政策密集发布，利好持续释放。从明确储能在新型电力系统中的地位和发展规划，到推进储能参与电力市场交易、促进新型储能发展，再到关注储能技术攻关和规模化应用、推动储能电站调整盈利模式、加快新型储能标准体系建设等等，相关管理部门趁热打铁、一鼓作气地要在2023年将被视为构建新型电力系统重要拼图的储能扶正上马。

　　市场端：电池级碳酸锂价格从2023年年初的50万元/吨暴跌至年末的10万元/吨，原材料价格的脚踝斩使得储能迎来了装机的绝佳窗口期，据中关村储能产业技术联盟(CNESA)统计，2023年1-11月新型储能新增装机规模为15.1GW/32.9GWh，2023年全年新型储能新增装机有望达20GW，超过去十年累计装机总和。

　　同时在新能源配储方面，不仅集中式新能源强制配储在越来越多的省份实施，而且分布式光伏领域因为电网容量告急配储也提上日程。

　　这一切的一切似乎都在证明了被寄予厚望、承担着重担的储能已度过蹒跚学步的呵护期，行至万亿市场风口，那么新型储能能起飞，就此开启绚烂的征程吗?

　　在回答这个问题之前，我们先来探讨几个问题。

　　一是行业里一直挥之不去的储能在电力系统中存在必要性疑问;

　　二是在以新能源为主体的新型电力系统中，是不是只有储能这种调节手段;

　　三是储能作为调节手段，比起现在重点推行以电化学储能、压缩空气储能为代表的新型储能，还有更好的选择吗?

　　储能在电力系统中必要吗|终极电力系统漫谈

　　在全球主要国家追求碳中和能源安全的宏观背景下，构建以风电、光伏等新能源为主体的新型电力系统成为目前各国的主流选择，而风电光伏的随机性、波动性、间歇性和逆负荷性引发了电力系统中供需不平衡、电网承载压力大调节困难、清洁能源消纳难等一系列难问题。在此技术背景下，各国不约而同选择将储能作为解决问题的金钥匙，欠灵活不够柔性的“源网荷”电力系统加上储能这块重要拼图，升级成对电网友好、调度灵活、运转流畅的“源网荷储”电力系统。

　　如此宏观和技术背景下，新型储能成为了近年来新能源产业中新贵，最火热的存在。然而业界对储能在新型电力系统中、能源转型的时代命题之下的定位和角色仍有争议，储能到底能发挥多大作用，或者说投入稀缺土地、技术人才和资金去发展储能解决电力系统难题的性价比如何?

　　让我们把目光先回到电力系统结构上来，“源网荷”的电力系统结构分别对应着发电侧、电网侧和用电侧，即供给方、通道方和需求方，这样的结构是最核心最精简的架构，任何一方均不可或缺。现在通道方即电网承载有限造成供需不匹配，如何解决这个问题呢?

　　储能无疑是一种答案，它可以能量时移、削峰填谷，可以灵活地配置应用在发电侧、电网侧和用电侧发挥蓄水池作用调节电力供需。它的作用是润滑是调节，并不像源、网、荷那般是电力系统的基础，不可或缺。这意味着电力系统结构终极追求是源网荷极简结构，因为简单即效率。

　　我们不妨大胆想象下，当超强算力、万物互联、通讯网络、人工智能等技术高度发达，人类社会如科幻小说中憧憬的基于硅基生命的中心智脑统筹发电、输电和用电三端实现源荷互动、精准适配、精益生产，电量零库存。上述设想能不能实现以及何时实现很难说，但是我们可以推测出基于超强算力和万物互联等技术的发展，实现源网荷三端的贯穿融合、协同交互、精准调配是电力系统未来重要的发展方向。

　　行文至此，脑洞已然大开，那我们更进一步探讨下未来可能的电力系统结构或者说能源系统结构，源网荷电力系统本质上还是一种中心化、集中化、规模化的结构，人类技术的发展大多都遵循着“分散→集聚→去中心化/分布式”的路线，电力系统技术的发展也会遵循这一趋势，即未来去中心化，实际上现在的微电网技术就是去中心化的一种尝试。未来一个区域或一个群体实现自身电力生产、消耗的闭环，电力系统结构去网化精简为源荷二级结构，现在的核动力航空母舰或者潜艇就是这样微型的基于核电的电力系统单元，风靡全球的漫威《钢铁侠》主人公托尼·史塔克拥有一个小型的可控核聚变装置“方舟反应炉”，直径不超过15厘米，每秒钟能输出高达30亿焦耳的能量，如此钢铁侠方能飞天遁地、神通广大。这可能是最极致、最分布的能源系统单元设想，即以人为单位，每人随身配备一个人造小太阳，能量即取即用、源源不断。当然这些只是终极设想，现阶段微型核电电力系统单元也只是应用在军事领域，造价高昂，原料提取苦难，民用化遥遥无期，但是不妨我们做出按电力系统发展进化方向，储能只是过渡，不在终极电力系统设想中。

　　新型储能只是破解构建新型电力系统难题的一条技术路线

　　现在让我们回归当下，构建新能源为主体的新型电力系统的技术路线已经明确，随着任性的风电光伏装机量不断增加，源网荷的电力系统结构已然调节不灵、运转不畅，面对这一现实，除了储能还有其他解决方案吗?

　　答案是显然的，电网的扩容、煤电容量电价机制的推进，虚拟电厂聚合调节的推动，管理部门正多管齐下解决上述问题，这其中储能被视为最重要的举措，但这不意味着储能是破解新型电力系统构建难题的唯一和不变选择，百花争春谁为先犹未可知。

　　后起之秀V2G的冲击

　　我们再进一步探讨在储能作为调节风电光伏波动性的技术路线上，以锂离子电池、钠离子电池、液流电池、压缩空气储能为代表的新型储能能一直屹立潮头，不过时吗?

　　近日，国家发改委、国家能源局、工信部及国家市场监督管理总部四部门联合重磅发布《关于加强新能源汽车与电网融合互动的实施意见》，意见明确新能源汽车通过充换电设施与供电网络相连，构建新能源汽车与供电网络的信息流，能量流双向互动体系，可有效发挥动力电池作为可控负荷和移动储能的灵活性调节能力，为新型电力系统高效经济运行提供重要支撑。意见的发布使得业界提倡已久的V2G和反向充电技术正式列入辅助新型电力系统运转的重要举措。

　　V2G和反向充电技术反映了新能源汽车除去具备交通工具功能以外，它也是一个移动的、分布式储能设备。相比较电化学和压缩空气等新型储能，一是功能单一仅能储能，二是占地面积大、场地要求较为严苛，三是集中化、中心化，灵活性欠佳，四是固定化，对电能只能时间上移动调节，不能空间上移动调节。随着新能源汽车保有量越来越大，未来新能源汽车的储能容量潜力巨大，从资源节约角度考量以及新能源汽车作为储能的优势来看，未来的储能系统应以新能源汽车储能为主，抽水蓄能和新型储能为辅。

　　至此上文中提出的三个问题已讨论完毕，储能辅助构建新型电力系统是一条可推进的、有效的技术路线，但并非唯一选择也不应该是唯一选择;在储能这条技术路线上，新能源汽车储能相较电化学、压缩空气等新型储能，未来潜力更大、经济性更好、资源利用率更高;从电力系统结构的终极设想来看，源网荷极简电力系统结构或分布式、去中心化的微型电力系统结构才是发展方向。

　　凯恩斯说过“从长远来看，我们都已经死了”，漫谈完中长期的设想，我们还是要着眼当下，而且当下国家也力挺新型储能作为破解新型电力系统构建难题的技术路线，新型储能在当下的技术必要性不言而喻，接下来我们探讨国内新型储能的投资可行性。

　　国内用户侧储能暂只有工行业储能

　　用户侧储能包括户用储能和工商业储能。

　　国内户用储能的市场如果要发展一定同户用光伏市场一样在广袤农村的千家万户。区别于欧美的户用光伏和户用储能以满足用户自身用电需求为主、高比例消纳的特征，国内农村居住人多为老人小孩，用电节约，需求低，现在国内的户用光伏采用的都是全额上网的模式，在农村用电需求低和户用光伏全额上网的背景下，户用储能在国内市场暂无发展空间。

　　工商业储能2023年发展如火如荼，迎来了爆发期。究其原因是2021年7月发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》中明确的分时电价政策逐步兑现，工商业储能的核心收益模式峰谷价差近两年在用电荒的刺激下显著扩大，经济性显著提升，再辅以能量时移、需量管理、备电需求等收益模式的锦上添花，2023年以来工商业储能基于目前的分时电价机制盈利模式已明晰和确立。

　　工商业储能峰谷价差套利盈利模式边界条件

　　工商业储能峰谷价差套利盈利模式归结起来受两个因素影响，一是峰谷价差，二是日充放电次数，三是运营年限。当加权平均的峰谷价差不低于0.7元/度，每日两充两放，保障年充放电次数不低于660次，运营年限15年，工商业储能项目全投资金财务内部收益率一般高于7%，具备较好的投资回报率。

2023年下半年国内各省月度峰谷价差统

国内各省份充放电次数

　　政策的兑现发力，盈利模式的确立，再叠加2023年储能投资成本的大幅下降，2023年国内工商业储能备案项目持续高增。据不完全统计，2023年1-11月工商业储能项目备案1783个，总规模超过10.3GWh，主要以浙江、江苏、广东等经济发达省份为主。上述省份电力短缺，工商业企业数量多，加上峰谷价差大，充放电次数有保障，成为了工商业储能发展的热土。

2023年工商业储能项目备案分布

　　工商业储能未来发展隐忧多多，道阻且长

　　2023年工商业储能发展确认令人欣喜，然而未来隐忧多多，道阻且长。供需失衡、产能过剩、行业内卷，项目开发难度与日俱增，峰谷价差套利的盈利模式可持续性疑问，这些问题都是萦绕在工商业储能头顶的乌云。

　　工商业储能供需失衡、产能过剩、行业内卷

　　2023年1-11月工商业储能项目虽备案了至少1783个，但据天眼查数据显示，与新型储能相关的企业如雨后春笋般爆发，2023年4月1日至2023年10月20日半年多时间里新增注册39836家，超过了2022年的3.6万多家，而2022年新增注册新型储能企业总数是过去4年的总和。五大六小以及各地方能源国企也纷纷加大新型储能投资开发，将其作为战略新兴业务发展，前几年轰轰烈烈光伏跨界玩家潮现在储能行业再次上演，历史总是那般的相似。

　　企业入局的速度远远快于项目备案的速度，供需失衡、产能过剩、行业内卷也就不足为奇了。

　　据CNESA数据显示，2023年11月2小时的磷酸铁锂电池储能系统中标均价为0.8元/Wh，较2023年初下降47%。供需失衡、产能过剩现象严峻，2023年竞争已如此惨烈，然后更激烈的厮杀将在2024年，预计储能系统价格极有可能跌破0.7元/Wh。

　　设备生厂商日子难过，投资运营商也是半斤八两，由于储能的热炒，一家优质的工商业企业被5家以上储能投资运营商轮番登门拜访寻求合作司空常见，为了争夺优质项目资源，投资运营商给予业主方的租金或者价差套利分成力度越来越大，投资运营商的收益率已经接近最低门槛要求，甚至部分投资运营商出于战略性布局，快速做大规模需要，收益率门槛值可以阶段性放低。项目是好项目，可是架不住人多哄抢，投资运营商也挣不到什么钱，还得在未来的15年里担惊受怕，每年三省吾身，业主不会干不下去跑路吧?业主不会做大了搬迁厂房吧?业主不会躺平减产吧?

　　土地紧缺，变容器容量紧张

　　项目的开发难度也与日俱增，如钢铁、水泥、化工等行业有国企背景的高耗能企业屈指可数，也不是一般储能投资运营商可以涉足的业务，多数可开发项目还是在长三角、珠三角等经济发达省份中小产业园。那么问题来了，经济发达的地方土地稀缺价值高，园区的利用率很高，没有闲置土地变压器容量同样也是有限，这样的项目只能望之兴叹，无可奈何。易开发的优质项目这几年已经被各企业掘地三尺开发地差不多了，剩下都是难开发或收益率不理想的项目，开发难度可想而知，开发动力还能如现在这般高涨吗?

　　分时电价机制如若调整了|套利交易会使套利机会消失

　　上述挑战还不是工商业储能未来大隐忧，最大的挑战是峰谷价差套利盈利模式持续性，若不持续，存量项目最终与投资预期大相径庭，增量项目不具备投资可行性，这将是对工商业储能行业的掘根性冲击。

　　实际上这两年工商业储能盈利模式的建立得益于分时电价机制的政策支撑，两充两放有保障，峰谷价差高于1元/度在发达省份近两年屡见不鲜。如果未来几年电力的供需短缺情况缓解了，电容扩容升级完成了，分时电价机制政策相关部门是不是要调整了，那么两充两放还能保障吗?峰谷价差还能高于0.7元/度吗?

　　由政策支撑而非经市场摔打形成的盈利模式，最大风险在于政策持续性，项目的盈利无法实现市场化而与政策强相关，将始终是温室里的花朵。

　　进一步探讨峰谷价差套利盈利模式，金融上常说套利交易会使套利机会消失，这套理论虽不能完全适用于电价套利，但理论的本质可以借鉴。电价峰谷价差套利源于电力短缺和电力供需时空上错配，储能入局缓解上述矛盾获得了相应收益，矛盾得以缓解那么峰谷价差也会相应缩小。浙江工商业储能2023年大发展已使得2024年分时电价机制开始有所调整，2024年浙江工商业的分时电价，取消春秋尖峰时段，尖峰及高峰电价上浮比例下调，这将使得峰谷价差缩窄，工商业储能全投财务资金内部收益率将随之有所下行。

　　所以储能的投资边际收益递减，储能的装机规模在一个电力系统中存在临界值，在这个临界值上投资运营商能获得与市场行情相符的投资回报，超过临界值投资回报低于预期，将有部分企业选择退出使得装机规模下降到临界值。

　　国内工商业储能成于政策支撑，当下工商业储能投资开发借助政策东风同时也必须要有与政策赛跑抢时间的觉悟。未来工商业储能长远发展还需走上市场化道路，而这依赖于国内电力交易市场化改革进程。

　　大储，2023年大丰收

　　2023年大储可谓是大丰收年，根据储能与电力市场数据，中国储能中标规模持续高景气，2023年1-11月中标为34.1GW/91.3GWh，同比增长147%/143%;根据CESA数据，2023年前三季度大储新增装机12.3GW/25.5GWh，同比增长925%/920%，如此漂亮的中标和装机增长数据是不是意味着大储市场已经成熟即将扶摇直上呢?

　　先从“大储”名字说起

　　电源侧和电网侧储能成为大储，它还有几个别名。电网侧储能业界投资人士更愿意成为强制配储，顾名思义这是政策强压，投资企业若想开发集中式风电光伏项目只能被动接受，强制配储于投资企业而言完全是成本项，如此强加投资企业用脚投票，集中式风电光伏项目开发都严重受影响。

　　于是大储又摇身一变，披上了“独立储能”的马甲，其独立性体现在可以直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受接入位置限制，自此大储终于不再是拖油瓶的存在，从成本中心开始向利润中心转变，可是调峰调频的辅助服务收入有限且时灵时不灵，大储还是赔本买卖。

　　于是大储再次披上一件新的马甲“共享储能”，电源侧强制配储致使集中式风电光伏投资企业的抗性很大，那么不自己配建可以，可以租赁大储满足配比要求即可，这一招可谓两全其美，集中式新能源项目的强制配储要求于山穷水尽处柳暗花明，大储除了调峰调频服务的收入之外，又增加了“容量租赁”这项服务收入。就此这也形成了大储的主流的盈利模式，即容量租赁+调峰调频辅助。

　　收益模式“质量不够，数量来凑”

　　2023年大储国家层面利好政策不断，各省也是八仙过海各显神通根据自身实际情况纷纷出台激励措施，大储的收益模式也是不断丰富，除去上述的容量租赁和调峰调频辅助之外，又新增了电力现货市场交易和容量补偿收益模式。看上去如火如荼、繁花似锦，好不热闹，可不免也让人眼花缭乱、晕晕乎乎。

　　优质的投资标的它的盈利模式应是简单明了，重质不重量。可以有多种收益渠道，其中一种收益渠道能支棱起项目投资底层逻辑，其他收益模式锦上添花，如此方能持续。

　　大储热热闹闹四种以上的收益模式，未来还会更多，恰恰反映了大储没有一种能支棱起来的核心收益模式，怎么办?只好质量不够，数量来凑。

　　而且这些收益模式中容量租赁、容量补偿、调峰调频均与政策扶持有千丝万缕的关系，市场化的收益模式电力现货市场交易还处在起步阶段。

主要省份大储收益模式

　　接下来我们进一步探讨下容量租赁和调峰辅助服务的市场实际运营情况。

　　容量租赁：租不出去、租不上价、租不长

　　山东、湖南、宁夏、甘肃等市场近几年大储装机规模较快，容量租赁服务供给过剩，租不出去已经是常态，租赁价格政府虽有指导要求，上述省份的指导价格在200元/kWh/年，实际上市场价格在100-150元/kWh/年之间，而且还在不断走低。租出去并租上理想价格也不能高枕无忧，因为于承租方而言，在供给过剩的情况下短租才是优选，所以市场现在租赁期限多为一年，少有中长期租约。

　　调峰服务：根据中电联数据，2023上半年全国电力安委会19家企业成员单位大储系统，日均利用小时仅2.16，日均满充满放次数0.58次。上文提到过储能的盈利边界条件

　　之一要做到两充两放，日均0.58次调用次数距离2次调用次数相去甚远，各地调峰辅助服务的价格不一，但少有地方能提供超过0.7元/度调峰服务价格。

　　怪圈：建而不用/建而不调→备而不建→签而观望

　　大储的盈利模式尚在摸索期，因此大储的投资开发难以步入正轨，落入了“建而不用/建而不调→备而不建→签而观望”的怪圈，大储一开始在示范项目优惠政策的吸引下在山东、湖南、宁夏、宁夏、甘肃等省份落地了一批项目，这批项目建成投入运营之后，租赁情况不理想，调峰辅助服务调度频率低下，导致投资收益与预期相差甚远，如此一来备案的项目开始踟蹰犹豫，谨慎开工，2023年各地虽热热闹闹与投资企业签订了大规模的大储投资协议，但从签订协议到最终投资中间路很长，企业锁定资源后且行且观望。

　　前路漫漫，行则将至|时不我待，要争朝夕

　　2023年国内新型储能借助政策的东风已行至万亿市场的风口，能否趁势而起翱翔于新型电力系统的广阔天空要先扛住政策退坡的阵痛，在电力现货市场交易的炼狱场里苦练内功，未来不管大储还是用户侧储能，它们立身的收益模式应为电力现货交易。国内新型储能前路漫漫，然而在电力现货市场交易的大趋势下，新型储能尚有时间与电力现货市场一起摸索成长。面对虚拟电厂、电网扩容以及V2G这些同行者或后起之秀的强有力竞争，新型储能要尽快转变要定市场化道路，沿着这条道路相信未来储能在以新能源为主体的新型电力系统中有立足之地，贡献自身应有的力量，完成时代赋予的使命。（来源：洞察者）