储能有望延续高景气度 2023年或成为爆发之年

本报记者 张英英 吴可仲 北京报道

过去一年，在原材料价格高企、商业模式不稳定、盈利水平遭遇挑战的情况下，国内储能项目投资增速一度受限。不过，受益于全球储能市场需求的强劲拉动，不少企业依然交出了漂亮的“答卷”。

进入2023年，随着原材料供需关系的改变以及储能参与电力市场机制步入深水区，储能经济性与需求也将迎来重要变化。业内人士向《中国经营报》记者表示，2023年将是全球储能产业爆发之年，中国储能市场有望再次迎来高速发展的机遇期。

原材料成本压力缓解

按照《“十四五”新型储能发展实施方案》，到2025年，我国电化学储能系统成本降低30%以上。2021年至2022年末，由于锂电池上游原材料碳酸锂价格持续攀升，储能降本压力大，一度制约国内储能产业的快速发展。

数据显示，2021年初，国内电池级碳酸锂的均价在5万元/吨，进入2022年后突破50万元/吨，且在2022年11月攀升至约60万元/吨。电池级碳酸锂涨幅已达10倍多，储能系统涨价幅度达30%～50%。在此情形下，储能项目初始投资增加，投资收益率下降，导致不少项目因不具备商业可行性而暂缓执行。

碳酸锂价格飙升背后是供需矛盾发生变化。2021年以来，新能源汽车、储能产业爆发式增长，提升了锂原料的市场需求，这进一步造成产业链阶段性供需失衡。隆众资讯数据显示，2022年1—10月，磷酸铁锂产量740470吨，同比增长130%；但是其原材料碳酸锂的同期产量增幅仅为27.26%。

在此背景下，各路“抢锂”大戏陆续上演。除了赣锋锂业、天齐锂业这些老玩家手握锂资源外，宁德时代、比亚迪等企业也加入“抢锂”大战。此外，大为股份、鞍重股份、萃华珠宝、万里石和协鑫能科等企业还纷纷跨界布局锂资源。

为解决国内锂电供应链阶段性供需失衡问题，2022年11月，工信部、国家市场监管总局联合印发《关于做好锂离子电池产业链供应链协同稳定发展工作的通知》明确，加强供需对接，保障产业链供应链稳定。严格查处锂电产业上下游囤积居奇、哄抬价格、不正当竞争等行为。

在产能释放与政策引导双重作用之下，2022年11月下旬，电池级碳酸锂价格出现回调迹象。截至2023年2月1日，上海钢联发布数据显示，电池级碳酸锂跌2500元/吨，均价报46.9万元/吨。相比60万元/吨左右的价格高位，已经下跌21.83%。

隆众资讯碳酸锂行业分析师曲音飞告诉记者：“2023年碳酸锂价格大面看跌，年内或可经历上涨与持稳行情，价格受需求引导较重，供给面海内外新项目陆续投建放量，供给增量明确，供过于求明确，需求若有波折，对全年价格低位将不断产生冲击。价格走跌对于储能或动力电池行业来说，成本压力将有所缓解。”

阳光电源方面此前在投资者关系活动中也表示，预计碳酸锂价格在2023年二季度下跌，2023年储能的盈利状况会改善，进一步促进储能市场发展，公司也会重点管理好库存。

商业模式日渐完善

除了原料成本问题，稳定、可持续的商业模式也是影响储能规模化发展的关键因素。

近年来，随着新型电力系统的加速构建，我国高度重视储能产业发展，陆续出台了一系列政策予以支持。目前，全国已经有超20个省份发布了新能源配置储能的政策文件，部分地区针对分布式光伏也提出配储要求。

不过，按照中电联2022年11月发布的《新能源配储运行情况调研报告》，新能源配储等效利用系数仅为6.1%。从商业模式角度看，新能源配储能收益主要来源于电能量转换与辅助服务，储能的诸多市场和价格规则仍有待落地；储能商业模式不稳定，回报机制不清晰，政策变动对收益影响较大。

2021年12月，国家能源局印发《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，确认了新型储能独立身份地位，独立储能商业模式也有了更多可能性的探讨。此外，在此基础上，2022年一些地区进一步细化辅助服务规则，明确考核及补偿标准。

不仅如此，2022年4月，国家发改委发布《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》，首次解读了独立储能内涵，加快了各省新型储能参与辅助服务市场、现货市场、中长期市场，有助于打开储能项目更大盈利空间。同年11月，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》，正式将储能作为现货市场的市场主体，为各省电力现货市场规则提供了范本。以山东省为代表，该省新型储能首次参与现货市场，独立储能可以通过现货套利、容量电价补偿和容量租赁获得收益。

值得一提的是，随着独立储能项目规划与开发进一步提速，其逐渐成为新型储能的应用主流。据中关村储能产业技术联盟（CNESA）不完全统计，独立储能接近2022年新增投运新型储能装机规模的50%。

某储能系统集成商人士告诉记者，独立储能项目的盈利模式已经相对明晰，可以通过多种方式参与电力市场获取收益，各地落实仍有一个过程。2022年项目盈利空间有限，今年会有所改善。

此外，各地关于引导拉大峰谷价差的政策也为用户侧储能打开了更多盈利空间。CNESA 1月29日公布的数据显示，现有19个地区的最大峰谷价差超过0.7元/kWh，其中广东省（珠三角五市）、湖北省、湖南省的最大峰谷价差超过1元/kWh。另外，山东省从2023年起执行最新分时电价政策，2月出现深谷电价，进一步拉大峰谷价差，使最大峰谷价差从2022年均价0.74元/kWh提高到0.93元/kWh。

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇告诉记者，在电源侧和电网侧，商业模式需要进一步探索与完善，健全容量电价、辅助服务、电力现货等市场机制。目前一些地方已经进行示范，更多地方政策执行仍需要结合本地电网规划落实。特别是电网储能价格机制仍在研究，如果政策能打开一条新思路，这将为储能市场带来新的增量。在用户侧，单纯利用峰谷价差获取收益对于项目投资者而言还存在一定压力，投资回报周期5～6年时间仍偏长，需要通过参与电力市场交易来扩大储能投资收益，发挥和体现储能的功能与价值，激发更多投资积极性。

CNESA秘书长刘为发文指出，“虽然在现有市场环境下，储能仍未建立起稳定的商业模式，但是我们相信随着可再生能源的高速发展，我国电力市场的不断完善，将逐步构建能够有效激活各市场要素活力的市场机制，将有利于储能在电力市场中获得与其价值相匹配的合理收益，形成可持续的商业模式。”

市场有望延续高增长

随着原材料成本下降，商业模式逐渐趋向清晰化，叠加国内外政策和需求支撑，2023年储能市场也有望延续高景气度。

此前，国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，“十四五”期间达到30GW的储能目标。据CNESA统计，目前全国已经有26个省市规划了“十四五”时期新型储能装机目标，总规模将近67GW。此外，国内2022年单年新增规划在建的新型储能项目规模达到101.8GW/259.2GWh，并且大部分项目都将在近1～2年内完工并网。显然，地方“十四五”新型储能总装机目标已超国家规划。

CNESA预计，“十四五”时期，国内新型储能将持续高速发展，年复合增长率保持在55%～70%，市场规模将会屡创新高。CNESA理事长、中国能源研究会储能专委会主任委员陈海生称，2023年，随着“双碳”战略下的储能需求的扩大，储能技术性能与成本的持续改善，加以政策支持，中国储能将大概率迎来高速发展的一年。

Infolink Consulting资深分析师袁芳伟在CPIA线上分享交流会上表示，中国是一个储能市场成长最快的地区，未来会超越美国成为全球最大的储能市场。原因在于：一是2021年以来，全国大部分省份要求风光电站配置储能，而且配套比例有进一步提升；二是中国是全球最大的光伏市场，将带动储能市场需求。

从全球储能市场来看，近年来，全球新增投运新型储能项目地区主要在美国、欧洲和中国，合计占全球市场高达80%。除了国内市场，欧美等海外地区成为支撑储能企业业绩增长的第二曲线。

特别是2022年以来，以比亚迪、阳光电源、宁德时代、国轩高科、派能科技和远景动力等为代表的企业，纷纷加速海外市场布局，提升国际市场占比。央视财经援引海关统计数据报道称，2022年前8个月，我国锂离子储能电池累计出口299.26亿美元，同比增长82.97%。2022年12月，比亚迪储能销售中心常务总裁尤国表示，公司储能系统累计出货量超6.5GWh，在英国和美国的储能市场占有率达80%和30%。2022年，比亚迪储能全球订单总量超14GWh。

受能源危机影响，2022年欧洲地区持续飙升的居民用电价格驱动了户用储能发展，也成为全球储能市场的重要增量地区。中金公司研究部分析称，“预期2023年欧洲居民侧电价仍将维持高位，叠加各国户储补贴延续及上网电价退坡，将持续刺激欧洲户储需求。同时，欧洲大储项目数量增多，有望保障2023年装机规模。”

作为全球最大的储能市场，美国支持政策也驱动着储能市场保持快速增长。“最新通胀削减法案（IRA）将独立储能纳入投资税收抵免（ITC）范畴，并且提高税收抵免额度，会改善储能投资经济性、激励光伏配储及独立储能装机。”中金公司研究部分析认为，预期2023年美国大储需求量有望提升至70GWh，同比增长超50%。

“全球储能规模2023年预计超过100GWh，增长100%左右，欧洲储能业务非常好，美国、中国也将保持高增长。”阳光电源方面预测，公司储能业务2023年整体预计大幅增长，盈利能力也会非常不错。