過去一年，在原材料價格高企、商業模式不穩定、盈利水平遭遇挑戰的情況下，國內儲能項目投資增速一度受限。不過，受益于全球儲能市場需求的強勁拉動，不少企業依然交出了漂亮的“答卷”。

進入2023年，隨著原材料供需關系的改變以及儲能參與電力市場機制步入深水區，儲能經濟性與需求也將迎來重要變化。業內人士向《中國經營報》記者表示，2023年將是全球儲能產業爆發之年，中國儲能市場有望再次迎來高速發展的機遇期。

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按照《“十四五”新型儲能發展實施方案》，到2025年，我國電化學儲能系統成本降低30%以上。2021年至2022年末，由于鋰電池上游原材料碳酸鋰價格持續攀升，儲能降本壓力大，一度制約國內儲能產業的快速發展。

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可行性而暫緩執行。

碳酸鋰價格飆升背后是供需矛盾發生變化。2021年以來，新能源汽車、儲能產業爆發式增長，提升了鋰原料的市場需求，這進一步造成產業鏈階段性供需失衡。隆眾資訊數據顯示，2022年1—10月，磷酸鐵鋰產量740470噸，同比增長130%；但是其原材料碳酸鋰的同期產量增幅僅為27.26%。

在此背景下，各路“搶鋰”大戲陸續上演。除了贛鋒鋰業、天齊鋰業這些老玩家手握鋰資源外，寧德時代、比亞迪等企業也加入“搶鋰”大戰。此外，大為股份、鞍重股份、萃華珠寶、萬里石和協鑫能科等企業還紛紛跨界布局鋰資源。

為解決國內鋰電供應鏈階段性供需失衡問題，2022年11月，工信部、國家市場監管總局聯合印發《關于做好鋰離子電池產業鏈供應鏈協同穩定發展工作的通知》明確，加強供需對接，保障產業鏈供應鏈穩定。嚴格查處鋰電產業上下游囤積居奇、哄抬價格、不正當競爭等行為。

在產能釋放與政策引導雙重作用之下，2022年11月下旬，電池級碳酸鋰價格出現回調跡象。截至2023年2月1日，上海鋼聯發布數據顯示，電池級碳酸鋰跌2500元/噸，均價報46.9萬元/噸。相比60萬元/噸左右的價格高位，已經下跌21.83%。

隆眾資訊碳酸鋰行業分析師曲音飛告訴記者：“2023年碳酸鋰價格大面看跌，年內或可經歷上漲與持穩行情，價格受需求引導較重，供給面海內外新項目陸續投建放量，供給增量明確，供過于求明確，需求若有波折，對全年價格低位將不斷產生沖擊。價格走跌對于儲能或動力電池行業來說，成本壓力將有所緩解。”

陽光電源方面此前在投資者關系活動中也表示，預計碳酸鋰價格在2023年二季度下跌，2023年儲能的盈利狀況會改善，進一步促進儲能市場發展，公司也會重點管理好庫存。

商業模式日漸完善

除了原料成本問題，穩定、可持續的商業模式也是影響儲能規模化發展的關鍵因素。

近年來，隨著新型電力系統的加速構建，我國高度重視儲能產業發展，陸續出臺了一系列政策予以支持。目前，全國已經有超20個省份發布了新能源配置儲能的政策文件，部分地區針對分布式光伏也提出配儲要求。

不過，按照中電聯2022年11月發布的《新能源配儲運行情況調研報告》，新能源配儲等效利用系數僅為6.1%。從商業模式角度看，新能源配儲能收益主要來源于電能量轉換與輔助服務，儲能的諸多市場和價格規則仍有待落地；儲能商業模式不穩定，回報機制不清晰，政策變動對收益影響較大。

2021年12月，國家能源局印發《電力并網運行管理規定》和《電力輔助服務管理辦法》，確認了新型儲能獨立身份地位，獨立儲能商業模式也有了更多可能性的探討。此外，在此基礎上，2022年一些地區進一步細化輔助服務規則，明確考核及補償標準。

不僅如此，2022年4月，國家發改委發布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》，首次解讀了獨立儲能內涵，加快了各省新型儲能參與輔助服務市場、現貨市場、中長期市場，有助于打開儲能項目更大盈利空間。同年11月，國家能源局發布《電力現貨市場基本規則（征求意見稿）》，正式將儲能作為現貨市場的市場主體，為各省電力現貨市場規則提供了范本。以山東省為代表，該省新型儲能首次參與現貨市場，獨立儲能可以通過現貨套利、容量電價補償和容量租賃獲得收益。

值得一提的是，隨著獨立儲能項目規劃與開發進一步提速，其逐漸成為新型儲能的應用主流。據中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）不完全統計，獨立儲能接近2022年新增投運新型儲能裝機規模的50%。

某儲能系統集成商人士告訴記者，獨立儲能項目的盈利模式已經相對明晰，可以通過多種方式參與電力市場獲取收益，各地落實仍有一個過程。2022年項目盈利空間有限，今年會有所改善。

此外，各地關于引導拉大峰谷價差的政策也為用戶側儲能打開了更多盈利空間。CNESA 1月29日公布的數據顯示，現有19個地區的最大峰谷價差超過0.7元/kWh，其中廣東省（珠三角五市）、湖北省、湖南省的最大峰谷價差超過1元/kWh。另外，山東省從2023年起執行最新分時電價政策，2月出現深谷電價，進一步拉大峰谷價差，使最大峰谷價差從2022年均價0.74元/kWh提高到0.93元/kWh。

中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會秘書長劉勇告訴記者，在電源側和電網側，商業模式需要進一步探索與完善，健全容量電價、輔助服務、電力現貨等市場機制。目前一些地方已經進行示范，更多地方政策執行仍需要結合本地電網規劃落實。特別是電網儲能價格機制仍在研究，如果政策能打開一條新思路，這將為儲能市場帶來新的增量。在用戶側，單純利用峰谷價差獲取收益對于項目投資者而言還存在一定壓力，投資回報周期5～6年時間仍偏長，需要通過參與電力市場交易來擴大儲能投資收益，發揮和體現儲能的功能與價值，激發更多投資積極性。

CNESA秘書長劉為發文指出，“雖然在現有市場環境下，儲能仍未建立起穩定的商業模式，但是我們相信隨著可再生能源的高速發展，我國電力市場的不斷完善，將逐步構建能夠有效激活各市場要素活力的市場機制，將有利于儲能在電力市場中獲得與其價值相匹配的合理收益，形成可持續的商業模式。”

市場有望延續高增長

隨著原材料成本下降，商業模式逐漸趨向清晰化，疊加國內外政策和需求支撐，2023年儲能市場也有望延續高景氣度。

此前，國家能源局發布的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》提出，“十四五”期間達到30GW的儲能目標。據CNESA統計，目前全國已經有26個省市規劃了“十四五”時期新型儲能裝機目標，總規模將近67GW。此外，國內2022年單年新增規劃在建的新型儲能項目規模達到101.8GW/259.2GWh，并且大部分項目都將在近1～2年內完工并網。顯然，地方“十四五”新型儲能總裝機目標已超國家規劃。

CNESA預計，“十四五”時期，國內新型儲能將持續高速發展，年復合增長率保持在55%～70%，市場規模將會屢創新高。CNESA理事長、中國能源研究會儲能專委會主任委員陳海生稱，2023年，隨著“雙碳”戰略下的儲能需求的擴大，儲能技術性能與成本的持續改善，加以政策支持，中國儲能將大概率迎來高速發展的一年。

Infolink Consulting資深分析師袁芳偉在CPIA線上分享交流會上表示，中國是一個儲能市場成長最快的地區，未來會超越美國成為全球最大的儲能市場。原因在于：一是2021年以來，全國大部分省份要求風光電站配置儲能，而且配套比例有進一步提升；二是中國是全球最大的光伏市場，將帶動儲能市場需求。

從全球儲能市場來看，近年來，全球新增投運新型儲能項目地區主要在美國、歐洲和中國，合計占全球市場高達80%。除了國內市場，歐美等海外地區成為支撐儲能企業業績增長的第二曲線。

特別是2022年以來，以比亞迪、陽光電源、寧德時代、國軒高科、派能科技和遠景動力等為代表的企業，紛紛加速海外市場布局，提升國際市場占比。央視財經援引海關統計數據報道稱，2022年前8個月，我國鋰離子儲能電池累計出口299.26億美元，同比增長82.97%。2022年12月，比亞迪儲能銷售中心常務總裁尤國表示，公司儲能系統累計出貨量超6.5GWh，在英國和美國的儲能市場占有率達80%和30%。2022年，比亞迪儲能全球訂單總量超14GWh。

受能源危機影響，2022年歐洲地區持續飆升的居民用電價格驅動了戶用儲能發展，也成為全球儲能市場的重要增量地區。中金公司研究部分析稱，“預期2023年歐洲居民側電價仍將維持高位，疊加各國戶儲補貼延續及上網電價退坡，將持續刺激歐洲戶儲需求。同時，歐洲大儲項目數量增多，有望保障2023年裝機規模。”

作為全球最大的儲能市場，美國支持政策也驅動著儲能市場保持快速增長。“最新通脹削減法案（IRA）將獨立儲能納入投資稅收抵免（ITC）范疇，并且提高稅收抵免額度，會改善儲能投資經濟性、激勵光伏配儲及獨立儲能裝機。”中金公司研究部分析認為，預期2023年美國大儲需求量有望提升至70GWh，同比增長超50%。

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