欧洲的能源危机还在加剧，这场多重因素影响下的能源产业动荡已经对太多领域造成了刺激与伤害。根据相关数据显示，目前欧洲的天然气、柴油等价格仍在走高，民用能源和工业能源的缺口持续扩大，化肥、粮食、畜牧业也遭受了冲击。

从德国、英国、法国等国的能源结构上我们可以看到，“本地能源供应能力不够，进口稳定性不足”几乎是共同的特点，这或许是引发此次能源危机最大的内部因素。正因如此，近期多国开始了能源企业国有化的策略，以挽救那些濒临倒闭的能源公司。

这也从侧面说明，保证能源结构的可控、保证能源供应的稳定性将会是未来各国都要面临的问题。

全球来看，随着碳中和事业的发展，传统能源将会逐步退出能源系统，但传统能源的退出需要伴随新型能源的兴起，这种变革衔接得越紧密，能源系统和整个社会受到的冲击就越小。而现阶段，推动能源系统变革的重要技术路径之一，就是储能。

“储能”可能是近几年最火热的产业之一。从数据上看，截至2021年底，我国已投运电力储能项目累计装机规模46.1GW，占全球市场总规模的22%，同比增长30%。其中，抽水蓄能的累计装机规模最大，为39.8GW，同比增长25%。

但值得注意的是，抽水蓄能所占比重与去年同期相比再次下降了3个百分点，当前储能市场的增量主要来自新型储能，累计装机规模达到5729.7MW，同比增长75%。

同时储能市场的需求也变得更加多样化，短时、长时、调频、削峰填谷等需求都将被满足，未来新型储能产业的发展将更加迅猛。

01

时机已经成熟

随着技术的进步与产能的扩张，近年来风电、光伏的发电成本与锂离子电池的制造成本降幅显著，在新能源上网侧平价的基础上，当前全球正朝着“新能源+储能”平价的方向快速前进。另一方面，储能在电力系统中的定位与商业模式正日渐清晰，目前美国、欧洲等发达地区储能市场化发展的机制已基本建立，新兴市场的电力系统改革亦持续加速，储能行业规模化发展的条件已经成熟。

根据 BNEF 统计，2021 年全球新增储能装机规模为 10GW/22GWh，较 2020 年实现翻倍以上增长，截至 2021 年底全球累计储能装机容量约为 27GW/56GWh。考虑到 2021 年底全球累计风电/光伏装机规模已达到 837/942GW，以此推算储能在全球风电光伏装机中的占比仅为 1.5%。

在 2021 年高速增长的基础上，2022年全球储能行业仍然延续了较高的景气度，但增量更多来自于户用储能（尤其是欧洲地区），持续飙升的居民用电价格是最为核心的驱动因素。而在上游原材料价格高企的背景下，对成本更为敏感的大型储能市场 2022 年的需求则受到了一定程度的压制。

根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会（CESA）的统计，2022H1国内并网、投运的电化学储能项目装机总规模约为 0.39GW/0.92GWh。但从招标的角度来看，Q2 起国内储能招标明显提速，据不完全统计 1-9 月总招标容量超过 60GWh（主要统计EPC、储能集成系统以及相关设备），其中 Q1/Q2/Q3 分别为 4.5/18.2/39.6GWh，招标规模逐季提升。

站在当前的时间节点来看，2023 年全球储能行业或迎来更大的爆发，从政策端出发，国内新能源项目存在刚性的配套储能需求，美国等海外市场的储能补贴则有望逐步落地。根据各省已经发布 的风光项目竞配结果以及储能配臵要求对国内新能源发电侧储能的规模进行了大致测算，目前配套储能项目的规模已接近 50GWh，预计这部分储能项目将从 2022 年起逐步落地。

从收益端出发，国内独立/共享储能的商业模式有望在探索中走向成熟，海外电价中枢的上移以及电价波动的加剧同样有利于储能收益空间的提升。从成本端出发，2023 年随着上游产能的逐步释放，硅料、碳酸锂等原材料价格拐点渐近，储能装机成本有望重回下行通道。

02

强制配储与共享储能齐发，储能市场化导向逐渐清晰

现阶段，中国储能主要由政策驱动，在政策顶层设计引领下，储能产业逐步走上正轨，主要分为三大方向：强制配储和共享储能，市场机制建设，政府补贴。

“十三五”期间，明确储能产业战略定位，确定“市场化发展”的基本框架。“十四五”进一步确定储能产业阶段性目标，技术方案、应用领域和参与主体“多元化”的发展基调。

1、强制配储和共享储能

在2020年以后，因双碳目标确立和风光装机过高对电网产生了冲击，多个省份出台鼓励和强制发电侧配储政策，储能投资主体由电网侧向电源侧转移。

截至2022年11月，全国已有至少20个省级行政区明确了新增新能源发电项目的配储比例和时长要求，其中大部分省份要求的配储比例不低于装机容量的10%，配储时长在2小时以上。其中，新疆、内蒙古配置要求相对较高，分别达到25%、4h 和15%、4h。

虽然在2016-2021年期间，顶层政策的指导使中国的储能市场机制初步成型，但储能盈利模式和市场机制相关政策依旧不完善。

例如，储能在电力市场中的身份定位和投资回报机制不够清晰，储能参与中长期交易、现货交易等市场的规则设计不够完善，都在一定程度上影响了市场主体投资建设的积极性。

自2022年6月国家发改委印发《“十四五”可再生能源发展规划》后，中国储能经济性有所好转。

其主要原因在于《规划》指出“明确新型储能独立市场主体地位，完善储能参与各类电力市场的交易机制和技术标准，创新储能发展商业模式，明确储能价格形成机制等”，解决了原先充电电量价格机制不明确、独立储能市场化参与等问题。

除此之外，随着各地“共享储能”政策纷纷出台，租赁储能容量明确可视作可再生能源储能配额，多个项目投资随之加速启动，储能市场化探索开始进入快车道。

根据储能与电力市场数据统计，2022年1-10月已启动独立储能项目数量达231个，总规模34GW/70GWh，已进入EPC/设备招标、项目建设和投运等阶段的项目达110个，规模约10.9GW/21.7GWh。

2、市场机制建设

据申万宏源研究报告，基于顶层政策，目前独立储能可以签订峰谷不同时段的市场合约来进行现货套利，主要分为两种收益模式：

在电力现货市场未建立地区，青海、宁夏和湖南等多个省市出台了独立储能电站调峰补偿标准。独立储能收益模式以调峰补偿+容量租赁为主。

在山东等建立电力现货市场的地区，独立储能收益模式以现货市场套利+容量租赁+容量补偿为主。

以100MW/200MWh 的独立储能为例，目前独立储能两种商业模式下，稳定的可预期收益每年可达到4000万元以上。

除独立储能电站以外，用户侧储能的高经济性也开始显现。

现阶段，用户侧储能收益包括用户电费管理收益、峰谷套利收益、调频收益、需求响应收益。峰谷价差套利是用户侧储能收益的主要来源，可占储能收益的50-80%。

申万宏源研究报告显示，以浙江10MW/20MWh 的用户侧储能为例，在日充放电2次，并参与削峰填谷电力辅助服务的情况下，项目IRR可达8.52%。

目前，现货市场基本规则出台，电力现货市场加速推进。未来政策场景下，用户侧储能还能通过参与现货市场获得的电量收益、独立参与辅助服务市场获得补偿收益、参与碳交易市场获得的收益、实时电价环境下的调节储能获取收益和采用共享储能模式获取收益等。

3、政府补贴

目前有3个省份及10个地市明确了通过地方财政对储能项目给予补贴。

青海省对“新能源+储能”“水电+新能源+储能”项目中自发自储设施所发售的省内电网电量，给予0.10元/(k W·h)运营补贴（经省工业和信息化厅认定使用本省产储能电池60%以上的项目，在上述补贴基础上，再增加0.05元/(k W·h)补贴），补贴期2年。

浙江省对调峰项目（年利用小时数不低于600 h）给予容量补偿，补偿标准逐年退坡，补贴期暂定3年（按200元/(k W·年)、180元/(k W·年)、170元/(k W·年)退坡）。

03

商业突围：漂移过急弯

可再生能源的大规模并网，正在推动整个电力系统从“源—网—荷”向“源—网—荷—储”发展，储能成为建设新型电力系统的第四大基础要素。

但中国现有的电力系统，似乎还没有完全做好接纳储能的准备。

遵循“三放开、一独立、三强化”和“管住中间，放开两头”的电力体制改革思路，发电侧和售电侧电价正在加快向市场化过渡。但是在新的机制成熟之前，赛道上的很多急弯和陷坑，还需要车手们凭借高超的车技一一应对。

虽然国家《“十四五”新型储能发展实施方案》提出要“明确新型储能独立市场主体地位”，但从目前实际情况来看，储能要想在未来新能源生态中真正占据一席之地，形成独立商业闭环并与新型电力体系全面耦合，还有相当多的堵点需要打通。

山东莱州土山镇，屹立着华东最大的光储融合电站。为电网提供调度服务后获取补贴，是目前电站最大的收入来源。仅去年4月，该电站便获得了超过6万元的调度补贴。不参与电网调度时，电站通过自发自用的方式来节约用电成本。虽然开源与节流同时进行，莱州储能电站的成本回收预期时间仍然长达15年。

发电侧储能大多通过电力辅助服务获取收益，用户侧储能的盈利则大多依靠峰谷套利来实现。为了满足大型商场的用电量，北京世贸天阶安装了一个容量为1.4MW/4.2MWh的储能站。运营方在低谷电价0.3元左右时买入电量，在用电高峰时则以低于峰值电价的1.1元价格卖给商场，低买高卖赚取差价利润。储能站与商场之间也实现了双赢——通过发挥“削峰填谷”的作用，每年可以为商场节约100-200万元的电费。

但是储能项目的成本回收和实现盈利并非易事，国家电网就曾经在储能项目上栽过跟头。2018年，国网系统最大规模的电网侧储能电站在长沙投运。尽管该电站可以通过电网削峰填谷、储能租赁服务、辅助服务市场获取收益，但由于一期投资便已超3亿元，据国网公司内部测算，基于当前湖南省的峰谷电价政策和目前的电池技术，每年预计营收约2160 万元，亏损却高达3281万元，该储能电站在全寿命周期内都将处于亏损状态。

由于储能项目的盈利模式大多属于“蚊子腿上劈精肉”，和不同场景的用电实际情况密切相关，因为收入渠道单一、投资回收周期长而陷入持续亏损的情况，在我国储能市场并非个别现象。

在强配储能成为全国多半省市的选择后，新能源开发商也同时面临着双重压力。一方面是不断强调的风电光伏平价上网，让开发商可赚取的利润空间被严重压缩，另一方面则是对储能配置的强行要求，让众多开发商不得不增加额外投入。2019年12月，国家电网发布《关于进一步严格控制电网投资的通知》，明确要求不得以投资、租赁或合同能源管理等方式开展电网侧电化学储能设施建设。一位新能源开发企业的负责人甚是不解：

“电网因亏损不再建了，就让我们发电企业建，凭什么？”

虽然储能对于国家新型电力系统建设的重要性不言而喻，但行业短期发展靠项目，中期发展靠政策，长期发展靠环境。如何保证储能作为“独立市场主体”实现长期可持续发展，美国储能行业发展之路可以作为一面参考镜子。

美国储能市场之所以能够迅速发展，首先得益于技术进步带动成本快速下降；其次是政府通过法令明确赋予了储能和其他要素主体同样的市场地位，FERC（联邦能源管制委员会）于2018年2月发布的841法令规定，储能可参与RTO（区域输电组织）与 ISO（区域性独立系统运营商）运营的所有电力市场；此外，精细化补贴和税费减免进一步拉动了储能发展——在这个过程中，市场机制快速成熟，企业有利可图，投入动力更强，又反过来促进行业进步。

加利福尼亚州正在成为美国最大的储能市场，得益于快速增长的光伏产业将极大拉动储能的装机容量。在加州，发电侧和电网侧储能项目均可作为非发电资源或需求侧响应资源参与电力市场交易，企业通过峰谷套利、辅助服务、备用电源、输配电价等多种方式获取利润。在这个过程中，大投资商也乐于投资规模大、收益稳定的储能项目。

政策促进、技术竞争、资本投资三者之间形成了一个良性循环，企业看到持续获利的前景，才会更有动力专注研发和经营，成为推动行业创新和进步的中坚力量。

文章来源： 36氪， 环 球零碳，江苏省储能行业协会