隨著全球能源轉(zhuǎn)型的深入推進，儲能技術(shù)日益成為支撐可再生能源發(fā)展的關(guān)鍵環(huán)節(jié)。2024年，新型儲能技術(shù)迎來了前所未有的市場擴張，這一趨勢在中國表現(xiàn)得尤為明顯。政策推動、市場需求、成本降低和技術(shù)進步共同鋪就了新型儲能技術(shù)廣泛應(yīng)用的道路。

　　一、核心觀點

　　政策引領(lǐng)：明確的發(fā)展方向

　　中國的儲能市場受到了政策的極大影響。繼2022年多個省市提出強制配儲要求后，新型儲能裝機量在2023年實現(xiàn)了突破性增長。政府規(guī)定的儲能配比在10%-30%之間，這一政策顯著提高了新能源項目對儲能系統(tǒng)的依賴程度。政策的明確和執(zhí)行力度，為儲能技術(shù)的市場提供了穩(wěn)定的增長預(yù)期和清晰的發(fā)展目標。

　　市場需求：風電與光伏的助推

　　與此同時，風電和光伏的裝機量在2023年經(jīng)歷了顯著的增長。根據(jù)相關(guān)數(shù)據(jù)，新增裝機量從2022年的123.66吉瓦增至2023年的292.78吉瓦。這一增長不僅直接推動了電源側(cè)儲能裝機的需求，也對整個儲能裝機市場形成了積極的拉動作用。電源側(cè)儲能在整合間歇性可再生能源、提高能源系統(tǒng)的穩(wěn)定性和效率方面發(fā)揮著不可或缺的作用。

　　經(jīng)濟性提升：成本下降與利潤增長

　　儲能項目的經(jīng)濟性在2023年得到了顯著提升。碳酸鋰作為鋰電池關(guān)鍵原料的價格大幅下跌，從年初的50.4萬元每噸跌至年末的9.4萬元每噸，降幅超過80%。這一價格變動直接影響了儲能系統(tǒng)的采購成本和整體建設(shè)成本。同時，峰谷電價差的擴大也使得儲能項目的盈利模式更加多樣化，增加了項目的總體投資回報率(IRR)。

　　二、儲能技術(shù)爆發(fā)，中國電力儲能的躍進之年

　　電力儲能項目通常分為三類：傳統(tǒng)的抽水蓄能、多樣的新型儲能技術(shù)，以及少見的熔融鹽儲能。

　　根據(jù)中國能源研究會儲能專委會及中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟(CNESA)提供的數(shù)據(jù)，到2023年底，抽水蓄能的累計裝機容量為51.3吉瓦，市場份額從2022年的77.1%降至59.4%。相比之下，新型儲能裝機量達到34.5吉瓦，容量為74.5吉瓦時，同比增長達到163.36%，市場份額也從2022年的21.9%上升到39.9%。

　　在新型儲能中，鋰離子電池、鈉離子電池、鉛蓄電池、飛輪儲能、壓縮空氣儲能和電解水制氫是主要技術(shù)。其中，鋰電池儲能最為常見，其市場占比從2022年的94%提升至2023年的97%，顯示了這種技術(shù)的廣泛應(yīng)用和增長勢頭。

　　三、成本降低與盈利提升

　　1. 顯著降低的建設(shè)成本

　　碳酸鋰，作為鋰電池正極材料的核心成分，在儲能成本中占據(jù)了重要的比例，通常約為電池單元總成本的30%-40%。2023年，碳酸鋰的價格經(jīng)歷了劇烈的下跌，從年初的50.4萬元每噸降至年底的9.4萬元每噸，降幅超過80%。這一價格下跌對儲能系統(tǒng)采購及其工程、采購和施工(EPC)項目造成了直接影響，大幅壓縮了儲能成本。據(jù)儲能產(chǎn)業(yè)網(wǎng)報道，2023年1月，儲能系統(tǒng)采購和EPC項目的中標平均價格從每瓦1.377元/1.565元降至12月的0.9元/1.26元，降幅分別達到-34.64%和-19.49%。進入2024年初，儲能系統(tǒng)的采購價格繼續(xù)下降，盡管EPC項目因設(shè)計和維護等成本仍有波動。

　　2. 峰谷電價差異的擴大

　　分布式光伏的電力市場化交易面臨一個挑戰(zhàn)：光伏發(fā)電在中午時段產(chǎn)能過剩，導致電力供需失衡。為了應(yīng)對這一問題，多數(shù)省份已經(jīng)調(diào)整電力使用時段，將中午設(shè)置為低谷期，以此拉大峰谷電價差異，平衡電力消耗，減少極端波動。

　　例如，山東省在2021年的政策中調(diào)整了電價時段，高峰期定在9:00-11:00和15:00-22:00，低谷期則為00:00-7:00和12:00-14:00，其余時間為平常時段。甘肅省在2023年也調(diào)整了其電價結(jié)構(gòu)，新能源企業(yè)的電價按燃煤基準價和峰谷系數(shù)計算。最新的數(shù)據(jù)顯示，白天的低谷電價僅為0.15元/度，峰谷價差可達3倍。

　　根據(jù)北極星儲能網(wǎng)的數(shù)據(jù)，到2023年底，全國已有29個省份完善了分時電價政策，這些政策通常包括峰谷時段的重新劃分、峰谷價差的擴大以及市場化用戶的政策執(zhí)行等。2024年4月，有16個省市的峰谷價差超過0.7元/kWh，19個省市超過0.6元/kWh。

　　四、儲能系統(tǒng)的靈活配置

　　1.儲能的多樣分類

　　在中國，儲能項目可以按安裝場景分為三類：電網(wǎng)側(cè)、電源側(cè)和用戶側(cè)儲能。其中，電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)儲能，通常稱為“表前”儲能，共占市場份額的近97%。電網(wǎng)側(cè)主要采用獨立儲能，而電源側(cè)多依靠新能源的強制配儲。

　　用戶側(cè)儲能主要集中在工商業(yè)和產(chǎn)業(yè)園區(qū)，C端戶用儲能還處于發(fā)展初期。

　　2.大型儲能的主導地位

　　大型儲能主要涉及獨立儲能和新能源的強制配儲。獨立儲能電站的盈利主要來自三個方面：容量租賃、輔助服務(wù)和充放電價差。容量租賃指的是向未配置儲能的新能源電站提供儲能服務(wù)并收取租金;輔助服務(wù)則涉及在緊急或短時調(diào)峰時期，根據(jù)電網(wǎng)的調(diào)度指令提供支持;充放電價差利潤則通過參與電力的中長期或現(xiàn)貨市場獲得。這兩項通常構(gòu)成獨立儲能電站80%以上的收入。

　　新能源強制配儲主要是基于政策要求，目前其利用率相對較低，電源側(cè)強制配儲的等效利用系數(shù)僅為6.1%，而電化學儲能項目的平均等效利用系數(shù)為12.2%。獨立儲能電站由于能獨立運作和參與市場，其收益來源更為多樣，利用率也更高。預(yù)計未來電源側(cè)儲能將更多地發(fā)展為電網(wǎng)側(cè)的獨立或共享儲能模式。

　　3.工商儲能的成功實踐

　　用戶側(cè)儲能，特別是工商業(yè)儲能，因其較小的規(guī)模、較低的資金壓力、短的回款周期和較低的系統(tǒng)集成難度而顯示出較大的靈活性。目前，這類項目主要基于分時電價政策實施峰谷套利，初步顯示出盈利的可行性。

　　這些進展表明，無論是大型儲能還是用戶側(cè)儲能，靈活的配置和策略都是關(guān)鍵，它們不僅提高了系統(tǒng)的經(jīng)濟效益，也為能源市場的穩(wěn)定和發(fā)展貢獻了力量。

　　以廣東和浙江為例，這兩個地區(qū)的峰谷電價差異較大，使得工商業(yè)儲能電站的峰谷套利模式具有可觀的經(jīng)濟效益。據(jù)開源證券的數(shù)據(jù)分析，廣東地區(qū)的工商業(yè)儲能電站通過每天進行兩次充電和兩次放電(一次是在低谷時充電在尖峰時放電，另一次是在平時充電在高峰時放電)，其初始投資成本約為1.2元/度，最大峰谷價差可達1.18元/度。在投資者分得90%的利潤的情況下，資本金的收益率可以達到15.5%，而投資的回收期大約為4.6年。在浙江，由于當?shù)氐姆骞入妰r分段更為合理，調(diào)整后的峰谷套利模式是在低谷時充電并在尖峰或高峰時放電，其初始投資成本同樣為1.2元/度，但最大峰谷價差為0.72元/度。在同樣的投資分成情況下，資本金的收益率為14.6%，投資回收期在5年以內(nèi)。

　　然而，東吳證券指出，由于分時電價政策的變動不確定性和業(yè)主自身用電負荷的實際情況可能無法完全適應(yīng)每天兩次充放電的模式，實際裝機量常常低于預(yù)期。如果實際利用天數(shù)較少，比如只有220天而不是340天，收益率可能會有近兩倍的差異。在現(xiàn)實操作中，如果每天只進行一次充放，以280天的實際使用天數(shù)計算，投資回報率IRR僅為7.75%。

　　因此，盡管用戶端的峰谷套利模式理論上已經(jīng)被證明是可行的，但要實現(xiàn)理想的收益率，仍需通過降低建設(shè)成本和增加充電和放電的頻次等方式。綜合來看，用戶側(cè)儲能的推動因素眾多，前景總體看好，但市場競爭、地區(qū)差異和實際經(jīng)濟回報率仍需進一步考驗。未來，這一領(lǐng)域值得持續(xù)關(guān)注。