今年以来，作为新型储能产业的发展方向，光储一体化正加速发展。

宁德时代与光伏领域巨头阳光电源9月初确定战略合作关系，双方携手开拓全球光储一体化市场。此前，宁德时代已与晶科能源就“光伏+储能”产业链达成合作。

有公司称，储能项目今年已有十几亿元订单在手，但是受上游资源成本影响，暂时已经不敢接单了。去年以来公司光储一体化业务呈快速增长态势，年内公司累计装机量已经是去年的两三倍。

据悉，随着锂资源价格上涨，储能企业成本压力进一步凸显。厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强表示，在“双碳”目标下，受益于政策持续支持、引导，国内光储一体化项目获得了较快发展，不过对于企业而言，商用成本依然是一大痛点。

1、毛利率下滑，探索拓展海外市场

GGII数据显示，2022年上半年新型储能新增装机量12.7GW，是2021年全年（3.4GW）的3.7倍；储能锂电池出货量44.5GWh，整体规模已接近2021年全年水平。

作为全球储能电池出货量“王者”，宁德时代2022年上半年储能业务营收同比增长171.41%，实现收入127.36亿元，但同时面临毛利率下降的挑战。2021年上半年，宁德时代储能业务毛利率为36.6%，而到了2022年，公司储能业务板块毛利率骤降至6.43%，同比下滑近30个百分点。

相较于电池企业，集成商面临更大挑战。前述储能上市企业相关人士表示，公司储能板块业务虽然备受关注，却“叫好不叫座”。由于储能锂电池价格高企，加之储能电池在集成系统中占比较大，受成本影响，公司储能业务利润受到挤压。

阳光电源此前表示，国内储能项目毛利较低，公司将重点关注海外市场，目标是全球市场储能占比20%以上。而宁德时代在国内与国家能源集团、中国华电、三峡集团、中国能建等头部能源企业达成战略合作；在海外与Nextera、Fluence、Wartsila、Tesla、Powin等大客户深度开展业务合作。

东方证券研报显示，2022年海外户用储能用户需求爆发，美国、欧洲、澳洲是当前户用储能的主要市场。户用储能（电池+储能逆变器）的光储系统新赛道迎来加速发展。其中电芯是储能系统的核心，成本占比约45%至50%；储能变流器成本占比约10%至15%；组件系统(光伏系统)成本占比约20%至25%，随着储能技术进步和成本下降，相关企业将迎来发展机遇。

2、新型储能投资能否如期落地，主要驱动力来自哪里？

新型储能主要用于新能源配储、电源侧辅助服务、电网侧储能、用户侧储能。中国电化学与物理电源行业协会储能应用分会的数据显示，2022年上半年新型储能新增装机在上述四种应用的占比为39%、30%、21%、9%。

其中，电源侧的投资主体主要是分散在各地的火力发电厂，主体不一，其投资行为及其对新型储能的拉动程度，目前还看不清楚。

而电网侧储能与电网基本建设投资相关。今年中国电网的投资比前两年显著提升，2020年、2021年、2022年上半年，中国电网基本建设投资完成额同比增速分别为-6.2%、1.1%、9.9%。但电网投资侧重于特高压建设以及抽水蓄能建设，会在多大程度上拉动新型储能投资也并不清晰。2022年上半年，中国电网侧储能新增装机量同比增速为30.52%。

用户侧储能主要指的是工商企业用户安装新型储能系统，利用峰谷电价差套利。但用户侧储能投资主体是工商业企业，其投资动力受到峰谷电价差变化的影响，也受到当前中国电力市场体系不完善的限制，目前对新型储能的拉动力并不强。2022年上半年，中国用户侧新型储能新增装机量同比下滑0.02%。

短期来看，新能源配储对新型储能投资的拉动力最大，2022年上半年该领域新型储能新增装机同比增加128%，增长趋势也非常明确。

一方面，在新能源领域，新型储能的应用获得了政策的强力支持。

2021年下半年以来，各地政府陆续推出政策，将新能源投资与储能投资相挂钩，要求新能源项目强制配储，或在项目审批时给予评分倾斜的方式鼓励配储。

大部分省份要求新增的新能源发电项目配置储能，比例不低于发电项目装机容量的10%，储能设备连续储能的时长要达到2小时以上，内蒙古、湖南、河南、广西等地，要求的配储比例达到15%-20%。

另一方面，中国新能源装机量和投资增长都较快。2022年上半年，中国风电和光伏发电的累计装机量分别同比增长17.2%和25.8%，达到3.42亿千瓦和3.37亿千瓦。而根据国家发改委和国家能源局等九部委于2022年6月联合印发的《“十四五”可再生能源发展规划》，到2025年，中国风电和光伏发电总装机容量要达到12亿千瓦以上，比目前增长一倍。

中国光伏投资目前正高速增长。2021年，中国光伏基本建设投资完成额同比增长34.9%，2022年上半年，同比增速大幅度提升到283.6%。

中国风电投资则有所下滑。受到此前抢装潮提前透支市场的影响，2021年中国风电基本建设投资完成额同比下滑7.9%，2022年上半年同比下滑31.4%。

但从风电行业招标情况来看，风电投资和新增装机或将于2022年下半年迎来反弹。根据东吴证券统计，2022年上半年，中国风电公开招标规模超过50GW，已接近2021年全年54.15GW的招标量，预计2022年全年中国风电招标量超过100GW。

总的来看，随着新能源发电机组加速并网，电化学储能新增装机也将大幅增加。

目前，新型储能招标量已呈现上升趋势。根据储能与电力市场统计，2022年5月、6月、7月新型储能项目中标总规模分别为0.87GW、0.66GW、0.97GW。根据长江证券和国联证券的预测，中国新型储能全年新增装机同比增速可达132%，装机量达到5GW左右。

3、新型储能的盈利模式尚未跑通

价格方面，从全国范围来看，目前中国新型储能中占比最大的磷酸铁锂储能的平均成本为每度电0.6元-0.8元左右，参考2022年1月-7月全国28省区市平均每度电0.7元左右的峰谷电价差，刚能勉强达到盈亏平衡线（根据国际能源网、金风低碳能源设计研究院数据）。

国家发改委、国家能源局在2022年3月发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》中提出，到2025年，电化学储能技术性能要进一步提升，系统成本要降低30%以上。

从细分市场来看，市场机制不完善也导致很多问题。

一是规则不明确导致盈利模式不确定。储能大多与发电机组联合，用于改善电源的性能，尤其是促进新能源消纳。但储能如何参与电网调度、如何参与辅助服务市场的规则不明确，盈利渠道有限，这导致储能利用率较低，甚至出现储能设备“晒太阳”的情况。

中国储能网2022年6月报道，多数新能源建设单位将储能视作“包袱”，在设备采购阶段，采取“最低价”中标方式压缩采购成本，忽略产品安全和性能，在建设阶段，不考虑储能参与电力市场的接口设计，投产后也大多将储能空置“晒太阳”。

第二，高投资成本无法通过提高电价来消化。电源侧储能主要用于为电力系统提供调峰、调频等辅助服务，其投资和运营成本主要由电网承担，成本疏导困难。

比如长沙电池储能电站一期示范项目，由国家电网投资3.3亿元建设，总规模60MW/120MWh。此项目于2019年3月投运，虽然土地成本免费，并且采取了电池租赁的模式，但其全生命周期内建设成本、运行成本、运行电量损耗费用及运维成本加总到一起，折合度电成本仍高达1元。其每年运营成本高达5441万元，其每年峰谷电价差收入仅为1800万元，项目年亏损约3281万元。

第三，在用户侧，储能主要用于与工商业用户联动，通过峰谷电价差获得收益，收入较单一，并且容易受到工商业用户停工影响。

比如，珠海瓦特电力设备有限公司某2MW/4MWh的用户侧储能电站，安装在工商业用户侧，与用户合作运营并共享收益。如果用户每年用1200万度电，储能电站可以通过峰谷电价差获得155万元的收入，另外可以获得电网给予的55.6万元需求侧响应收入。

但这种模式下，一旦用户用电量波动，储能电站的收益也将随之波动。

例如，2017年到2019年间，浙江南都电源动力股份有限公司（300068.SZ 下称南都电源）在江苏镇江化工园区投资建设了6个储能电站，但江苏省2020年11月出台政策清理低端低效和安全环保不能稳定达标的企业，用户用电量突然下降，导致电站在2021年1-2月出现了严重电量消纳不足、收益下降，南都电源只好对储能电站进行资产减值。

4、政策暖风频吹

中国政府已经意识到上述问题，陆续发布了若干解决问题的政策。

第一，拉大峰谷电价差，提升储能盈利能力。

第二，扩大电力现货市场试点范围。

第三，减成本，加补贴。

第四，对储能设备运行加强监管。

第五，明确新能源配储参与市场的规则。

第六，打开辅助服务市场的大门。

“十四五”时期，新型储能产业发展进入快车道。随着能源转型不断加快，预计2030年我国新型储能装机将达到1.5亿千瓦，至2050年新型储能装机将超过10亿千瓦。

从具体应用场景来看，为促进新能源就地消纳，经测算，“十四五”期间全国新型储能需求约2000万千瓦，可通过独立储能和系统友好型新能源电站形式建设。同时，为有效缓解电网阻塞，提升电网末端供电能力，替代输变电设施建设或升级改造，经测算，“十四五”期间电网替代性新型储能需求约200万千瓦。

针对工业、通信、交通、大数据等行业，新型储能可有效支撑用户满足灵活多样、绿色低碳的用能需求，应用前景广阔。

文章来源： 证券日报，财经杂志，企殿企业服务平台