2023年國內新型儲能風頭正勁，似乎不負眾望地兌現了國內市場爆發元年的期許。

　　政策端：儲能相關政策密集發布，利好持續釋放。從明確儲能在新型電力系統中的地位和發展規劃，到推進儲能參與電力市場交易、促進新型儲能發展，再到關注儲能技術攻關和規模化應用、推動儲能電站調整盈利模式、加快新型儲能標準體系建設等等，相關管理部門趁熱打鐵、一鼓作氣地要在2023年將被視為構建新型電力系統重要拼圖的儲能扶正上馬。

　　市場端：電池級碳酸鋰價格從2023年年初的50萬元/噸暴跌至年末的10萬元/噸，原材料價格的腳踝斬使得儲能迎來了裝機的絕佳窗口期，據中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)統計，2023年1-11月新型儲能新增裝機規模為15.1GW/32.9GWh，2023年全年新型儲能新增裝機有望達20GW，超過去十年累計裝機總和。

　　同時在新能源配儲方面，不僅集中式新能源強制配儲在越來越多的省份實施，而且分布式光伏領域因為電網容量告急配儲也提上日程。

　　這一切的一切似乎都在證明了被寄予厚望、承擔著重擔的儲能已度過蹣跚學步的呵護期，行至萬億市場風口，那么新型儲能能起飛，就此開啟絢爛的征程嗎?

　　在回答這個問題之前，我們先來探討幾個問題。

　　一是行業里一直揮之不去的儲能在電力系統中存在必要性疑問;

　　二是在以新能源為主體的新型電力系統中，是不是只有儲能這種調節手段;

　　三是儲能作為調節手段，比起現在重點推行以電化學儲能、壓縮空氣儲能為代表的新型儲能，還有更好的選擇嗎?

　　儲能在電力系統中必要嗎|終極電力系統漫談

　　在全球主要國家追求碳中和能源安全的宏觀背景下，構建以風電、光伏等新能源為主體的新型電力系統成為目前各國的主流選擇，而風電光伏的隨機性、波動性、間歇性和逆負荷性引發了電力系統中供需不平衡、電網承載壓力大調節困難、清潔能源消納難等一系列難問題。在此技術背景下，各國不約而同選擇將儲能作為解決問題的金鑰匙，欠靈活不夠柔性的“源網荷”電力系統加上儲能這塊重要拼圖，升級成對電網友好、調度靈活、運轉流暢的“源網荷儲”電力系統。

　　如此宏觀和技術背景下，新型儲能成為了近年來新能源產業中新貴，最火熱的存在。然而業界對儲能在新型電力系統中、能源轉型的時代命題之下的定位和角色仍有爭議，儲能到底能發揮多大作用，或者說投入稀缺土地、技術人才和資金去發展儲能解決電力系統難題的性價比如何?

　　讓我們把目光先回到電力系統結構上來，“源網荷”的電力系統結構分別對應著發電側、電網側和用電側，即供給方、通道方和需求方，這樣的結構是最核心最精簡的架構，任何一方均不可或缺。現在通道方即電網承載有限造成供需不匹配，如何解決這個問題呢?

　　儲能無疑是一種答案，它可以能量時移、削峰填谷，可以靈活地配置應用在發電側、電網側和用電側發揮蓄水池作用調節電力供需。它的作用是潤滑是調節，并不像源、網、荷那般是電力系統的基礎，不可或缺。這意味著電力系統結構終極追求是源網荷極簡結構，因為簡單即效率。

　　我們不妨大膽想象下，當超強算力、萬物互聯、通訊網絡、人工智能等技術高度發達，人類社會如科幻小說中憧憬的基于硅基生命的中心智腦統籌發電、輸電和用電三端實現源荷互動、精準適配、精益生產，電量零庫存。上述設想能不能實現以及何時實現很難說，但是我們可以推測出基于超強算力和萬物互聯等技術的發展，實現源網荷三端的貫穿融合、協同交互、精準調配是電力系統未來重要的發展方向。

　　行文至此，腦洞已然大開，那我們更進一步探討下未來可能的電力系統結構或者說能源系統結構，源網荷電力系統本質上還是一種中心化、集中化、規模化的結構，人類技術的發展大多都遵循著“分散→集聚→去中心化/分布式”的路線，電力系統技術的發展也會遵循這一趨勢，即未來去中心化，實際上現在的微電網技術就是去中心化的一種嘗試。未來一個區域或一個群體實現自身電力生產、消耗的閉環，電力系統結構去網化精簡為源荷二級結構，現在的核動力航空母艦或者潛艇就是這樣微型的基于核電的電力系統單元，風靡全球的漫威《鋼鐵俠》主人公托尼·史塔克擁有一個小型的可控核聚變裝置“方舟反應爐”，直徑不超過15厘米，每秒鐘能輸出高達30億焦耳的能量，如此鋼鐵俠方能飛天遁地、神通廣大。這可能是最極致、最分布的能源系統單元設想，即以人為單位，每人隨身配備一個人造小太陽，能量即取即用、源源不斷。當然這些只是終極設想，現階段微型核電電力系統單元也只是應用在軍事領域，造價高昂，原料提取苦難，民用化遙遙無期，但是不妨我們做出按電力系統發展進化方向，儲能只是過渡，不在終極電力系統設想中。

　　新型儲能只是破解構建新型電力系統難題的一條技術路線

　　現在讓我們回歸當下，構建新能源為主體的新型電力系統的技術路線已經明確，隨著任性的風電光伏裝機量不斷增加，源網荷的電力系統結構已然調節不靈、運轉不暢，面對這一現實，除了儲能還有其他解決方案嗎?

　　答案是顯然的，電網的擴容、煤電容量電價機制的推進，虛擬電廠聚合調節的推動，管理部門正多管齊下解決上述問題，這其中儲能被視為最重要的舉措，但這不意味著儲能是破解新型電力系統構建難題的唯一和不變選擇，百花爭春誰為先猶未可知。

　　后起之秀V2G的沖擊

　　我們再進一步探討在儲能作為調節風電光伏波動性的技術路線上，以鋰離子電池、鈉離子電池、液流電池、壓縮空氣儲能為代表的新型儲能能一直屹立潮頭，不過時嗎?

　　近日，國家發改委、國家能源局、工信部及國家市場監督管理總部四部門聯合重磅發布《關于加強新能源汽車與電網融合互動的實施意見》，意見明確新能源汽車通過充換電設施與供電網絡相連，構建新能源汽車與供電網絡的信息流，能量流雙向互動體系，可有效發揮動力電池作為可控負荷和移動儲能的靈活性調節能力，為新型電力系統高效經濟運行提供重要支撐。意見的發布使得業界提倡已久的V2G和反向充電技術正式列入輔助新型電力系統運轉的重要舉措。

　　V2G和反向充電技術反映了新能源汽車除去具備交通工具功能以外，它也是一個移動的、分布式儲能設備。相比較電化學和壓縮空氣等新型儲能，一是功能單一僅能儲能，二是占地面積大、場地要求較為嚴苛，三是集中化、中心化，靈活性欠佳，四是固定化，對電能只能時間上移動調節，不能空間上移動調節。隨著新能源汽車保有量越來越大，未來新能源汽車的儲能容量潛力巨大，從資源節約角度考量以及新能源汽車作為儲能的優勢來看，未來的儲能系統應以新能源汽車儲能為主，抽水蓄能和新型儲能為輔。

　　至此上文中提出的三個問題已討論完畢，儲能輔助構建新型電力系統是一條可推進的、有效的技術路線，但并非唯一選擇也不應該是唯一選擇;在儲能這條技術路線上，新能源汽車儲能相較電化學、壓縮空氣等新型儲能，未來潛力更大、經濟性更好、資源利用率更高;從電力系統結構的終極設想來看，源網荷極簡電力系統結構或分布式、去中心化的微型電力系統結構才是發展方向。

　　凱恩斯說過“從長遠來看，我們都已經死了”，漫談完中長期的設想，我們還是要著眼當下，而且當下國家也力挺新型儲能作為破解新型電力系統構建難題的技術路線，新型儲能在當下的技術必要性不言而喻，接下來我們探討國內新型儲能的投資可行性。

　　國內用戶側儲能暫只有工行業儲能

　　用戶側儲能包括戶用儲能和工商業儲能。

　　國內戶用儲能的市場如果要發展一定同戶用光伏市場一樣在廣袤農村的千家萬戶。區別于歐美的戶用光伏和戶用儲能以滿足用戶自身用電需求為主、高比例消納的特征，國內農村居住人多為老人小孩，用電節約，需求低，現在國內的戶用光伏采用的都是全額上網的模式，在農村用電需求低和戶用光伏全額上網的背景下，戶用儲能在國內市場暫無發展空間。

　　工商業儲能2023年發展如火如荼，迎來了爆發期。究其原因是2021年7月發改委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》中明確的分時電價政策逐步兌現，工商業儲能的核心收益模式峰谷價差近兩年在用電荒的刺激下顯著擴大，經濟性顯著提升，再輔以能量時移、需量管理、備電需求等收益模式的錦上添花，2023年以來工商業儲能基于目前的分時電價機制盈利模式已明晰和確立。

　　工商業儲能峰谷價差套利盈利模式邊界條件

　　工商業儲能峰谷價差套利盈利模式歸結起來受兩個因素影響，一是峰谷價差，二是日充放電次數，三是運營年限。當加權平均的峰谷價差不低于0.7元/度，每日兩充兩放，保障年充放電次數不低于660次，運營年限15年，工商業儲能項目全投資金財務內部收益率一般高于7%，具備較好的投資回報率。

2023年下半年國內各省月度峰谷價差統

國內各省份充放電次數

　　政策的兌現發力，盈利模式的確立，再疊加2023年儲能投資成本的大幅下降，2023年國內工商業儲能備案項目持續高增。據不完全統計，2023年1-11月工商業儲能項目備案1783個，總規模超過10.3GWh，主要以浙江、江蘇、廣東等經濟發達省份為主。上述省份電力短缺，工商業企業數量多，加上峰谷價差大，充放電次數有保障，成為了工商業儲能發展的熱土。

2023年工商業儲能項目備案分布

　　工商業儲能未來發展隱憂多多，道阻且長

　　2023年工商業儲能發展確認令人欣喜，然而未來隱憂多多，道阻且長。供需失衡、產能過剩、行業內卷，項目開發難度與日俱增，峰谷價差套利的盈利模式可持續性疑問，這些問題都是縈繞在工商業儲能頭頂的烏云。

　　工商業儲能供需失衡、產能過剩、行業內卷

　　2023年1-11月工商業儲能項目雖備案了至少1783個，但據天眼查數據顯示，與新型儲能相關的企業如雨后春筍般爆發，2023年4月1日至2023年10月20日半年多時間里新增注冊39836家，超過了2022年的3.6萬多家，而2022年新增注冊新型儲能企業總數是過去4年的總和。五大六小以及各地方能源國企也紛紛加大新型儲能投資開發，將其作為戰略新興業務發展，前幾年轟轟烈烈光伏跨界玩家潮現在儲能行業再次上演，歷史總是那般的相似。

　　企業入局的速度遠遠快于項目備案的速度，供需失衡、產能過剩、行業內卷也就不足為奇了。

　　據CNESA數據顯示，2023年11月2小時的磷酸鐵鋰電池儲能系統中標均價為0.8元/Wh，較2023年初下降47%。供需失衡、產能過剩現象嚴峻，2023年競爭已如此慘烈，然后更激烈的廝殺將在2024年，預計儲能系統價格極有可能跌破0.7元/Wh。

　　設備生廠商日子難過，投資運營商也是半斤八兩，由于儲能的熱炒，一家優質的工商業企業被5家以上儲能投資運營商輪番登門拜訪尋求合作司空常見，為了爭奪優質項目資源，投資運營商給予業主方的租金或者價差套利分成力度越來越大，投資運營商的收益率已經接近最低門檻要求，甚至部分投資運營商出于戰略性布局，快速做大規模需要，收益率門檻值可以階段性放低。項目是好項目，可是架不住人多哄搶，投資運營商也掙不到什么錢，還得在未來的15年里擔驚受怕，每年三省吾身，業主不會干不下去跑路吧?業主不會做大了搬遷廠房吧?業主不會躺平減產吧?

　　土地緊缺，變容器容量緊張

　　項目的開發難度也與日俱增，如鋼鐵、水泥、化工等行業有國企背景的高耗能企業屈指可數，也不是一般儲能投資運營商可以涉足的業務，多數可開發項目還是在長三角、珠三角等經濟發達省份中小產業園。那么問題來了，經濟發達的地方土地稀缺價值高，園區的利用率很高，沒有閑置土地變壓器容量同樣也是有限，這樣的項目只能望之興嘆，無可奈何。易開發的優質項目這幾年已經被各企業掘地三尺開發地差不多了，剩下都是難開發或收益率不理想的項目，開發難度可想而知，開發動力還能如現在這般高漲嗎?

　　分時電價機制如若調整了|套利交易會使套利機會消失

　　上述挑戰還不是工商業儲能未來大隱憂，最大的挑戰是峰谷價差套利盈利模式持續性，若不持續，存量項目最終與投資預期大相徑庭，增量項目不具備投資可行性，這將是對工商業儲能行業的掘根性沖擊。

　　實際上這兩年工商業儲能盈利模式的建立得益于分時電價機制的政策支撐，兩充兩放有保障，峰谷價差高于1元/度在發達省份近兩年屢見不鮮。如果未來幾年電力的供需短缺情況緩解了，電容擴容升級完成了，分時電價機制政策相關部門是不是要調整了，那么兩充兩放還能保障嗎?峰谷價差還能高于0.7元/度嗎?

　　由政策支撐而非經市場摔打形成的盈利模式，最大風險在于政策持續性，項目的盈利無法實現市場化而與政策強相關，將始終是溫室里的花朵。

　　進一步探討峰谷價差套利盈利模式，金融上常說套利交易會使套利機會消失，這套理論雖不能完全適用于電價套利，但理論的本質可以借鑒。電價峰谷價差套利源于電力短缺和電力供需時空上錯配，儲能入局緩解上述矛盾獲得了相應收益，矛盾得以緩解那么峰谷價差也會相應縮小。浙江工商業儲能2023年大發展已使得2024年分時電價機制開始有所調整，2024年浙江工商業的分時電價，取消春秋尖峰時段，尖峰及高峰電價上浮比例下調，這將使得峰谷價差縮窄，工商業儲能全投財務資金內部收益率將隨之有所下行。

　　所以儲能的投資邊際收益遞減，儲能的裝機規模在一個電力系統中存在臨界值，在這個臨界值上投資運營商能獲得與市場行情相符的投資回報，超過臨界值投資回報低于預期，將有部分企業選擇退出使得裝機規模下降到臨界值。

　　國內工商業儲能成于政策支撐，當下工商業儲能投資開發借助政策東風同時也必須要有與政策賽跑搶時間的覺悟。未來工商業儲能長遠發展還需走上市場化道路，而這依賴于國內電力交易市場化改革進程。

　　大儲，2023年大豐收

　　2023年大儲可謂是大豐收年，根據儲能與電力市場數據，中國儲能中標規模持續高景氣，2023年1-11月中標為34.1GW/91.3GWh，同比增長147%/143%;根據CESA數據，2023年前三季度大儲新增裝機12.3GW/25.5GWh，同比增長925%/920%，如此漂亮的中標和裝機增長數據是不是意味著大儲市場已經成熟即將扶搖直上呢?

　　先從“大儲”名字說起

　　電源側和電網側儲能成為大儲，它還有幾個別名。電網側儲能業界投資人士更愿意成為強制配儲，顧名思義這是政策強壓，投資企業若想開發集中式風電光伏項目只能被動接受，強制配儲于投資企業而言完全是成本項，如此強加投資企業用腳投票，集中式風電光伏項目開發都嚴重受影響。

　　于是大儲又搖身一變，披上了“獨立儲能”的馬甲，其獨立性體現在可以直接與電力調度機構簽訂并網調度協議，不受接入位置限制，自此大儲終于不再是拖油瓶的存在，從成本中心開始向利潤中心轉變，可是調峰調頻的輔助服務收入有限且時靈時不靈，大儲還是賠本買賣。

　　于是大儲再次披上一件新的馬甲“共享儲能”，電源側強制配儲致使集中式風電光伏投資企業的抗性很大，那么不自己配建可以，可以租賃大儲滿足配比要求即可，這一招可謂兩全其美，集中式新能源項目的強制配儲要求于山窮水盡處柳暗花明，大儲除了調峰調頻服務的收入之外，又增加了“容量租賃”這項服務收入。就此這也形成了大儲的主流的盈利模式，即容量租賃+調峰調頻輔助。

　　收益模式“質量不夠，數量來湊”

　　2023年大儲國家層面利好政策不斷，各省也是八仙過海各顯神通根據自身實際情況紛紛出臺激勵措施，大儲的收益模式也是不斷豐富，除去上述的容量租賃和調峰調頻輔助之外，又新增了電力現貨市場交易和容量補償收益模式。看上去如火如荼、繁花似錦，好不熱鬧，可不免也讓人眼花繚亂、暈暈乎乎。

　　優質的投資標的它的盈利模式應是簡單明了，重質不重量。可以有多種收益渠道，其中一種收益渠道能支棱起項目投資底層邏輯，其他收益模式錦上添花，如此方能持續。

　　大儲熱熱鬧鬧四種以上的收益模式，未來還會更多，恰恰反映了大儲沒有一種能支棱起來的核心收益模式，怎么辦?只好質量不夠，數量來湊。

　　而且這些收益模式中容量租賃、容量補償、調峰調頻均與政策扶持有千絲萬縷的關系，市場化的收益模式電力現貨市場交易還處在起步階段。

主要省份大儲收益模式

　　接下來我們進一步探討下容量租賃和調峰輔助服務的市場實際運營情況。

　　容量租賃：租不出去、租不上價、租不長

　　山東、湖南、寧夏、甘肅等市場近幾年大儲裝機規模較快，容量租賃服務供給過剩，租不出去已經是常態，租賃價格政府雖有指導要求，上述省份的指導價格在200元/kWh/年，實際上市場價格在100-150元/kWh/年之間，而且還在不斷走低。租出去并租上理想價格也不能高枕無憂，因為于承租方而言，在供給過剩的情況下短租才是優選，所以市場現在租賃期限多為一年，少有中長期租約。

　　調峰服務：根據中電聯數據，2023上半年全國電力安委會19家企業成員單位大儲系統，日均利用小時僅2.16，日均滿充滿放次數0.58次。上文提到過儲能的盈利邊界條件

　　之一要做到兩充兩放，日均0.58次調用次數距離2次調用次數相去甚遠，各地調峰輔助服務的價格不一，但少有地方能提供超過0.7元/度調峰服務價格。

　　怪圈：建而不用/建而不調→備而不建→簽而觀望

　　大儲的盈利模式尚在摸索期，因此大儲的投資開發難以步入正軌，落入了“建而不用/建而不調→備而不建→簽而觀望”的怪圈，大儲一開始在示范項目優惠政策的吸引下在山東、湖南、寧夏、寧夏、甘肅等省份落地了一批項目，這批項目建成投入運營之后，租賃情況不理想，調峰輔助服務調度頻率低下，導致投資收益與預期相差甚遠，如此一來備案的項目開始踟躕猶豫，謹慎開工，2023年各地雖熱熱鬧鬧與投資企業簽訂了大規模的大儲投資協議，但從簽訂協議到最終投資中間路很長，企業鎖定資源后且行且觀望。

　　前路漫漫，行則將至|時不我待，要爭朝夕

　　2023年國內新型儲能借助政策的東風已行至萬億市場的風口，能否趁勢而起翱翔于新型電力系統的廣闊天空要先扛住政策退坡的陣痛，在電力現貨市場交易的煉獄場里苦練內功，未來不管大儲還是用戶側儲能，它們立身的收益模式應為電力現貨交易。國內新型儲能前路漫漫，然而在電力現貨市場交易的大趨勢下，新型儲能尚有時間與電力現貨市場一起摸索成長。面對虛擬電廠、電網擴容以及V2G這些同行者或后起之秀的強有力競爭，新型儲能要盡快轉變要定市場化道路，沿著這條道路相信未來儲能在以新能源為主體的新型電力系統中有立足之地，貢獻自身應有的力量，完成時代賦予的使命。（來源：洞察者）