撰文 ｜ 小博；编辑 ｜ 郭郭

→这是《环球零碳》的第444篇原创

“绿能＋储能”，被视为新能源和电力行业脱碳的最终梦想。

(相关资料图)

以光伏和风电为主的新能源，随着技术的进步，成本大幅下降，已经具备跟煤电等化石能源竞争的优势。但储能，却因为商业模式一直不清晰，加上成本难以下降，目前还处于政策加持和财税补贴阶段。

但如果储能缺位，就像一条腿走路的跛脚鸭，电力行业很难行稳致远。随着新能源并网提速，长时储能（LDES）的配套和建设成大势所趋。

11月25日，国家能源局综合司就《电力现货市场基本规则》、《电力现货市场监管办法》公开征求意见，其中，《电力现货市场基本规则》提出，推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。

国家能源局明确指出要推动储能等参与电力现货交易，这是在政策层面打通储能商业模式，储能运营商可以参与电力现货市场交易，通过峰谷价差扩大盈利空间。市场认为，这给火热的储能市场添了一把火，将极大促进储能建设提速。

长时储能一般指6小时以上的储能介质，它既可以持续几个小时，也可以持续数周、数月，甚至跨季度。从类型来看，一般包括机械储能、热储能、电化学储能和化学储能等。

麦肯锡的一份报告，把这种长时储能定位于除锂离子动力电池和抽水蓄能之外的储能方式，有点像中国一些文件中所说的“新型储能”。这份报告认为，到2040年，全球长时储能需要扩大到85－140TWh，才能在能源和电网脱碳中发挥作用，并实现脱碳目标。

中国储能市场也有望迎来爆发式增长。

根据国家发改委、国家能源局2021年7月发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，到2025年，中国新型储能累计装机规模要达到30GW以上。截至2021年底，中国新型储能装机规模仅为5．76GW。

这意味着4年间有5倍以上的成长空间，复合年均增长率为51％。

随着中国风电光伏占比继续提高，各地方政府都对新建风光发电项目提出了配建储能的强制性要求，配建比例为项目装机容量的10％到20％不等。若按各地方政府的“十四五”规划，到2025年末，加总后的新型储能装机规模将高达43．7GW，差额达37．94GW。

根据中国储能网统计，按照每GW造价45亿元计算，2022年到2025年，中国的新型储能将新增投资超1700亿元。

尽管有政策加持，储能赛道也足够宽广，但长时储能一边被市场和资本长期看好，另一边却存在诸多风险和投资障碍，大多储能项目难以盈利。

01 超级风口下的资本布局

储能是支撑新能源大规模并网的重要技术手段。在碳中和目标下，近年来，美国、英国、澳大利亚、欧盟等发达国家和地区在推动能源低碳转型过程中，出台了一系列促进储能发展的政策法规，有效推动了储能产业的发展。

比如在美国，2022年8月通过的《削减通胀法案》（IRA），首次将独立储能纳入ITC抵免范围。IRA法案出台前，美国光伏发电及其配储项目普遍可享30％ITC免税额度，即退还投资产生增值税的30％，但储能必须搭配光伏才能享受ITC补贴。随着IRA法案落地，独立储能纳入ITC税收抵免补贴范围，储能装机对光伏的依赖性将大幅降低。ITC补贴延期十年，抵免力度进一步加强。

最近又把风能加储能的项目纳入ITC税收抵免范围。

11月，拜登政府又通过美国能源部 （DOE） 宣布，将近 3．5 亿美元用于新型长期储能示范项目，该项目能够提供 10 至 24 小时或更长时间的电力，以支持低成本、可靠、脱碳的电网。

近年来，中国对储能的支持政策也逐渐增多。

从国家层面看， 2022年2月，国家发改委、能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，从电源侧、电网侧、用户侧3个方面给出了新型储能规模化发展的思路和措施，并在市场体系、价格机制、商业模式等方向进一步加快新型储能市场化步伐。

2022年6月，国家发改委、能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，进一步明确新型储能市场定位，建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制，引导新型储能行业有序发展。

除了国家层面的政策，地方在储能发展规划层面也纷纷出台支持政策，湖北、浙江、山东、广东、安徽、河北、内蒙古等省市明确提出储能规划和相关支持政策。

据钛媒体不完全统计，近年来，全国范围出台了高达600多项储能相关政策。

在政策加持下，资本也开始蜂拥而入，出现强劲增长。宁德时代、鹏辉能源、中创新航、亿纬锂能、国轩高科、欣旺达、比克电池等老牌电池厂商快速跑马圈地。

以宁德时代为例，工商信息显示，今年年内，宁德时代已投资成立18家储能、电池等相关领域子公司，其中专事储能共3家，分别是11月17日设立的宁德时代储能发展有限公司、9月28日设立的天津时代智储科技有限公司和8月5日成立的能建时代（上海）新型储能技术研究院有限公司。

公司表示，目前储能业务已成“第二增长极”。董事长曾毓群甚至曾公开预测，到2030年，动力电池全球市场出货量会达到4800GWh，储能电池需求也会超过1000GWh。

除了老牌企业布局，众多“新玩家”也纷纷涌向储能。今年以来，试图跨界染指储能的上市公司可谓五花八门，包括锅炉、水利、空调、工程机械、电脑配件、食品、教育、环保、纺织等。

储能宽广的赛道和政策支持，也吸引了资本的大规模布局。

据钛媒体的统计，截至今年11月初，国内储能相关产品合计完成150起融资事件，披露融资金额超800亿元，投融资频次及披露融资金额均已超过2020年、2021年全年，达到近5年高峰。而2020年、2021年分别合计完成融资48起、91起，披露吸金分别超300亿元、600亿元。

02 储能如何盈利

从理论上看，储能的商业模式应该比较简单，最基本的盈利模式应该是通过电力价格的低买高卖来实现，即在低电价时段充电，在高电价时段卖出，赚取电价差。

国家发改委2021年7月发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求各地结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20％。

拉大峰谷电价差，显然会提升储能盈利能力。这方面，浙江是做得比较好的省份。

去年12月和今年6月，浙江省先后出台了《浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》和《浙江省“十四五”新型储能发展规划》两份支持新型储能产业发展的重要文件。

更关键的是，浙江还及时建立了一套新型储能政策和市场体系，将分时峰谷电价政策电差扩大至4：1。峰值和谷值的电价差异（每千瓦时）超过1．2元。

同时，浙江省也是电力现货市场的试点省，前期在试运营时已将储能发电纳入了模拟计算。

所以，这两年，浙江新型储能市场发展很快，包括南都电源、万向集团、容百科技、杉杉股份、超威集团、天能股份等在内的多家企业都在浙江立足，涵盖电池正负极材料、锂电池制造、电池回收、储能项目开发等储能产业链多个环节。

尽管中国电力市场化在推进，但总体看，电价依然受控制。电价大幅上涨和波动的空间还是有限。

而且，中国有大部分居民生活用电，是受保护的，平均电价也比较低。根据国家电网数据，多年来中国平均电价仅高于35个OECD国家中的2个。

这意味着，中国的电力市场，其实实行的是双轨制，分为政府定价和市场定价，全国只有一半电量是通过市场交易。

2021年，中国市场定价的电力交易电量3．8万亿千瓦时，占全社会用电量45．46％；2022年1月－7月，此比例提升到60％。

电价受控和市场不完善是阻碍储能发展的绊脚石。

由于规模和商业模式的单一，也导致储能项目成本与收益倒挂。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。

但考虑到一些配储项目仍按常规新能源电站方式调度，很多储能处于闲置的境地。这也会严重影响储能的盈利能力。

国家发改委数据显示，2021年投运的储能电站整体运营时段平均利用小时数只有483小时。

03 参与电力辅助服务

只是通过电价波动来实现盈利，模式还是非常单一。未来储能还应该更多参与电力辅助服务，才有更大的盈利空间。

目前的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”。

《财经十一人》认为，国家有必要明确新能源配储参与市场的规则，打开辅助服务市场的大门。

电力辅助服务是参与主体为维护电力系统安全稳定运行，保证电能质量，在除了正常电能生产、传输、使用之外，响应电力调度指令所提供的服务。

根据国家能源局统计，目前中国电力辅助服务费用约占全社会总电费的1．5％，约750亿元左右。国海证券估算，到2025年辅助市场规模可占全社会总电费的3％，约1710亿元。

2021年12月21日，国家能源局修订发布了《电力辅助服务管理办法》，扩大了辅助服务提供的主体。此前的主体只是并网发电厂，但修订后，新型储能、自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、聚合商、虚拟电厂，也都被认定为辅助服务提供的主体。

这意味着新型储能将在原有运营模式基础上，进一步探索聚合商、共享储能、虚拟电厂等模式，丰富市场参与方式和运营模式。

（参考文献详见阅读原文）

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