補貼落地成本下行 儲能今年裝機量或翻倍 收益渠道亟需完善

　　在我國新能源產業(yè)蓬勃發(fā)展背景下，為解決新能源大規(guī)模接入電網的難題，儲能領域發(fā)展備受重視。近期，在政策扶持方面，既有國家層面的制定新標、建設體系，又有各省市推動新能源強制配儲，并給予儲能電站補貼。

　　產業(yè)鏈方面，今年上游光伏業(yè)開啟降價潮，推動國內集中式地面電站項目裝機增長，此外，鋰價等成本端進入下行周期，抬高了儲能市場繁榮的預期支撐，普利特、海辰儲能等企業(yè)均在近期簽訂大單。

　　今年兩會期間，儲能產業(yè)亦是代表、委員的關注點之一。財聯(lián)社記者從儲能業(yè)界獲悉，當下新能源配儲能還存在較大的商業(yè)模式困境，但隨著合理的調度機制和電價疏導機制逐漸建立，儲能的綜合收益渠道有所完善，儲能的經濟性與資源配置效率或將得到提升。

　　多地出臺補貼新政 企業(yè)新年簽單已超百億

　　當下，儲能領域備受政策支持。據統(tǒng)計，近兩年來，各級政府出臺儲能相關政策數百項，國家發(fā)改委、國家能源局在《加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》中，明確鎖定2025年實現新型儲能裝機規(guī)模達3000萬千瓦以上。

　　今年2月22日，國家標準化管理委員會、國家能源局發(fā)布《新型儲能標準體系建設指南》的通知，共出臺205項新型儲能標準。文件指出，2023年規(guī)劃修訂100項以上新型儲能重點標準，結合新型電力系統(tǒng)建設需求，初步形成新型儲能標準體系，基本能夠支撐新型儲能行業(yè)商業(yè)化發(fā)展。

　　除標準外，還有資金方面的支持，近期有省市的儲能補貼政策集中落地，且補貼金額有抬高趨勢。

　　1月16日，重慶兩江新區(qū)管委會印發(fā)《重慶兩江新區(qū)支持新型儲能發(fā)展專項政策》，按照儲能裝機規(guī)模補貼200元/千瓦時(原文如此)，單個項目不超過500萬元;1月28日，江蘇省常州市出臺《推進新能源之都建設政策措施》，對裝機容量1兆瓦及以上的新型儲能電站，按放電量給予投資主體不超過0.3元/千瓦時的獎勵，連續(xù)獎勵不超過2年;3月3日，杭州市蕭山區(qū)發(fā)布《杭州市蕭山區(qū)電力保供三年行動方案(2022-2024)》，對“十四五”期間建成年利用小時數不低于600小時的區(qū)統(tǒng)調儲能項目，按儲能功率300元/千瓦給予投資經營主體一次性補貼。

　　據統(tǒng)計，截至目前，各地正在執(zhí)行的儲能補貼政策共超過30項，補貼方式主要以容量補貼、放電補貼和投資補貼為主，補貼方向注重與分布式光伏相結合，如果是持續(xù)性的補貼方式，金額多為0.2元-0.5元/千瓦時，補貼年限2-3年。

　　環(huán)保與公用事業(yè)分析師許杰向財聯(lián)社記者表示，由于較多地區(qū)要求對風、光電站側強制配儲，企業(yè)將配儲成本計入后抬高了建設成本，在當前電力市場和儲能價格回收機制尚不健全的情況下，盈利性差是困擾儲能行業(yè)規(guī)模化發(fā)展的關鍵癥結，部分新能源項目的開發(fā)可能受到限制。因此增加補貼被視為提升儲能投資積極性的重要手段。

　　“各地的補貼政策不同，與地方財力、招商引資的力度以及對儲能的需求相關，但確實會一定程度上提升儲能電站收益率，進而提升行業(yè)投資積極性。”許杰稱。

　　從市場端來看，在儲能的戰(zhàn)略價值已成行業(yè)共識后，疊加相關政策的刺激，投資確實較為火熱。據不完全統(tǒng)計，2022年以來，公布IPO進度的儲能產業(yè)鏈企業(yè)共有120多家，既有艾羅能源、阿特斯等系統(tǒng)集成商，也有蜂巢能源、中創(chuàng)新航等電池企業(yè)。另據GGII數據，2022年至今，新成立儲能公司多達3萬余家。在新成立企業(yè)中，國家能源集團、國家電投、大唐集團、華電集團等多家央企也出手參與投資。

　　2023開年以來，行業(yè)高景氣度延續(xù)，國內主要儲能企業(yè)簽約海內外訂單金額已超百億。其中，2月底，普利特公告，控股子公司海四達近期與大秦新能源以及泰州大秦共同簽訂了《2023年度購銷框架合同》，海四達將為大秦新能源及其子公司提供總計銷售金額不低于6億元的鋰離子電池模組、電芯等產品。除此之外，海辰儲能、南都電源、蘭鈞新能源、天合儲能等企業(yè)均在2023年開年簽下或中標儲能大單。

　　碳酸鋰價格下行 儲能性價比有望提升

　　2021年至2022年末，由于鋰電池上游原材料碳酸鋰價格持續(xù)攀升，儲能降本壓力大，一度制約國內儲能產業(yè)的快速發(fā)展。

　　數據顯示，2021年初，國內電池級碳酸鋰的均價在5萬元/噸，進入2022年后突破50萬元/噸，且在2022年11月攀升至約60萬元/噸。電池級碳酸鋰漲幅已達10倍多，儲能系統(tǒng)漲價幅度達30%-50%。在此情形下，儲能項目初始投資增加，投資收益率下降，導致不少項目因不具備商業(yè)可行性而暫緩執(zhí)行。

　　已發(fā)布去年年度業(yè)績預告的儲能上市公司中，少數業(yè)績虧損的公司均表示，經營受挫與成本上漲有關。

　　例如，孚能科技預計2022年凈利潤為虧損9.18億元。公司表示，2022年以碳酸鋰為代表的主要原材料價格較上年大幅上漲，導致公司產品成本上漲，公司雖與主要客戶建立了價格聯(lián)動機制，但與部分客戶的價格聯(lián)動機制調整未達預期;而同時，部分高毛利客戶提貨放緩，擠壓公司毛利空間。

　　不可避免的是，在多方入局的背景下，儲能企業(yè)的議價能力普遍不強，往往很難將原材料的漲幅完全傳導給下游，成為擺在面前的重要考驗。

　　但從2022年11月開始，碳酸鋰價格出現回調跡象。到了今年，則更加急轉直下。上海鋼聯(lián)發(fā)布數據顯示，目前電池級碳酸鋰均價報38.25萬元/噸。從去年11月價格見頂時的60萬元/噸，到今年3月跌破40萬元/噸大關，短短三個月，碳酸鋰價格已較最高位下跌超30%。

　　整體而言，在遭遇挑戰(zhàn)的情況下，受益于宏觀政策推動和儲能市場需求的強勁拉動，儲能企業(yè)仍交出良好業(yè)績答卷，超八成公布年報預告的上市公司均呈正增長。

　　在儲能產業(yè)鏈上游，業(yè)績漲幅更為突出，凈利潤同比增長超100%的企業(yè)包括融捷股份、天齊鋰業(yè)、天華超凈等12家。其中，融捷股份預計2022年實現歸母凈利潤22億元-26億元，比上年同期增長3121.58%-3707.33%，系儲能企業(yè)中漲幅最高。

　　在產業(yè)鏈下游，也有比亞迪、寧德時代、鵬輝能源等11家企業(yè)凈利潤同比增長超過100%。其中，比亞迪去年預計年度營業(yè)收入突破4200億元，實現歸母凈利潤達160億-170億元，同比增長425.42%-458.26%。比亞迪表示，2022年動力電池及儲能電池總裝機為89.84GWh，新能源汽車行業(yè)持續(xù)爆發(fā)式增長，是其業(yè)績大幅增長的主要原因之一。

　　而碳酸鋰價格今年以來的持續(xù)回落，也傳導至儲能系統(tǒng)價格產生下跌，或將促進儲能裝機量的進一步爆發(fā)。

　　新能源資深人士祁海珅向財聯(lián)社記者表示，碳酸鋰正處于下行通道中，是多方博弈的結果，“碳酸鋰過去兩年價格漲幅太高，有資本炒作與投機的因素。即使是目前不到40萬元/噸的價格，上游礦商仍有很高的利潤。”因此他認為：“鋰價適當的下跌，有利于儲能項目市場需求的激發(fā)，有利于新興電力系統(tǒng)的構建。”

　　據國家能源局數據，截至2022年底，全國已投運新型儲能項目裝機規(guī)模達870萬千瓦，平均儲能時長約2.1小時，比2021年底增長110%以上。市場普遍預期，我國儲能裝機規(guī)模一直保持高速增長的趨勢。根據中航證券測算，2023年全球新增電化學儲能預計將達到46GW，同比增長112.1%;中國新增裝機為13.8GW，同比增長119.7%。

　　仍缺商業(yè)價值支撐 綜合收益渠道正在建設

　　實際上，儲能賽道尚未挖掘出足夠多的“寶藏”。業(yè)內人士認為，儲能之所以無法進一步打開下游市場，還是要歸咎于收益來源單一，缺乏足夠的商業(yè)利益支撐。

　　今年兩會，全國人大代表、天能控股集團董事長張?zhí)烊卧诮ㄗh中提出，目前，國內儲能電站的商業(yè)模式較為單一。發(fā)電側的配置儲能電站主要依靠減少棄電率，提升發(fā)電效率增加收益;用戶側的共享儲能電站收益主要來自峰谷價差，由于峰谷價差受到電價波動以及電網代購電的影響，所以電站整體收益不穩(wěn)定;此外，國外儲能電站的大部分收益來自于電力市場交易，國內目前無法直接參與電力現貨交易。

　　全國政協(xié)委員、中國能源建設股份有限公司董事長宋海良也持相似觀點，其認為，當前新型儲能電價機制、盈利模式等還不明確，收益方式相對單一，影響了項目投資積極性。

　　根據2022年底中電聯(lián)發(fā)布的《新能源配儲能運行情況調研報告》披露，目前國內電化學儲能項目平均等效利用系數僅為12.2%。其中新能源配儲能利用系數僅為6.1%。較低水平數字背后，反映出新能源配儲能存在巨大的資源錯配和浪費。

　　許杰向財聯(lián)社記者稱，新能源發(fā)電側配置儲能的商業(yè)模式如何跑通，才是橫亙在行業(yè)發(fā)展路上的最大難題。“過去已建儲能項目大多還未形成穩(wěn)定合理的收益模式，高昂的建設成本和微薄的收益完全不匹配，并且缺乏合理的調度機制和電價疏導機制，新能源強制配儲沒有經濟性。”

　　但其進一步指出，隨著產業(yè)鼓勵與引導政策的完善，這一狀況目前有所改善，用戶側儲能的綜合收益已經增加，“首次，全國多地進行分時電價機制調整，合理拉大了峰谷電價價差，峰谷價差套利的利潤更高了;其次，電力輔助服務市場機制不斷完善，大型儲能的收益來源更加豐富，比如提供輔助服務收益、容量租賃、容量補償等。”

　　針對上述新型儲能的問題，張?zhí)烊谓ㄗh，盡快出臺用戶側儲能接入、驗收管理實施細則，破除“隔墻售電”玻璃墻，降低或取消中大型儲能項目的基本容量電費，支持儲能項目以獨立市場主體身份參與電力市場。

　　宋海良建議，探索建立新型儲能容量補償機制和容量市場，合理體現儲能設施的裝機經濟效益。推動現貨市場逐步放開市場價格上限約束，允許儲能等高成本靈活性資源通過短時高電價盈利，明確電儲能輔助服務市場準入。

　　祁海珅向財聯(lián)社記者表示，新型儲能系統(tǒng)的建設需要采用先進的電能管理、電力通信等各類資源進行協(xié)調運行服務，才能配合電網形成有機的整體，實現大量、多維度的電力資源的協(xié)同和優(yōu)化運行，以及更好的協(xié)助電網發(fā)揮資源特性，為電網和用戶提供多種類、多層級的調節(jié)響應服務。

　　“如何讓市場用戶跟隨市場價格信號或對相應的激勵機制作出電力服務的響應，不僅是要改變常規(guī)電力消費模式行為，還要破除一些跨省跨區(qū)的電力協(xié)議壁壘，才能實現儲能系統(tǒng)接受調度調節(jié)服務的靈活性和效率，減少資源浪費和人為干預，真正做到全國統(tǒng)一的大電力市場下的能源供給暢通無阻。” 祁海珅稱，“光伏風電等新能源發(fā)電裝機規(guī)模的不斷擴大，已經是全球范圍內確定性的發(fā)展趨勢和機會，調峰調頻等配套服務并建設新型儲能系統(tǒng)是必答題、而非選擇題。”（　財聯(lián)社 記者 武超）