蓄勢待發!新型儲能市場的革命性飛躍

　　隨著全球能源轉型的深入推進，儲能技術日益成為支撐可再生能源發展的關鍵環節。2024年，新型儲能技術迎來了前所未有的市場擴張，這一趨勢在中國表現得尤為明顯。政策推動、市場需求、成本降低和技術進步共同鋪就了新型儲能技術廣泛應用的道路。

　　一、核心觀點

　　政策引領：明確的發展方向

　　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年實現了突破性增長。政府規定的儲能配比在10%-30%之間，這一政策顯著提高了新能源項目對儲能系統的依賴程度。政策的明確和執行力度，為儲能技術的市場提供了穩定的增長預期和清晰的發展目標。

　　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年經歷了顯著的增長。根據相關數據，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。電源側儲能在整合間歇性可再生能源、提高能源系統的穩定性和效率方面發揮著不可或缺的作用。

　　經濟性提升：成本下降與利潤增長

　　儲能項目的經濟性在2023年得到了顯著提升。碳酸鋰作為鋰電池關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的采購成本和整體建設成本。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、儲能技術爆發，中國電力儲能的躍進之年

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

　　根據中國能源研究會儲能專委會及中關村儲能產業技術聯盟(CNESA)提供的數據，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。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%，顯示了這種技術的廣泛應用和增長勢頭。

　　三、成本降低與盈利提升

　　1. 顯著降低的建設成本

　　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。據儲能產業網報道，2023年1月，儲能系統采購和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，儲能系統的采購價格繼續下降，盡管EPC項目因設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：光伏發電在中午時段產能過剩，導致電力供需失衡。為了應對這一問題，多數省份已經調整電力使用時段，將中午設置為低谷期，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年也調整了其電價結構，新能源企業的電價按燃煤基準價和峰谷系數計算。最新的數據顯示，白天的低谷電價僅為0.15元/度，峰谷價差可達3倍。

　　根據北極星儲能網的數據，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：電網側、電源側和用戶側儲能。其中，電源側和電網側儲能，通常稱為“表前”儲能，共占市場份額的近97%。電網側主要采用獨立儲能，而電源側多依靠新能源的強制配儲。

　　用戶側儲能主要集中在工商業和產業園區，C端戶用儲能還處于發展初期。

　　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并收取租金;輔助服務則涉及在緊急或短時調峰時期，根據電網的調度指令提供支持;充放電價差利潤則通過參與電力的中長期或現貨市場獲得。這兩項通常構成獨立儲能電站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，電源側強制配儲的等效利用系數僅為6.1%，而電化學儲能項目的平均等效利用系數為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。預計未來電源側儲能將更多地發展為電網側的獨立或共享儲能模式。

　　3.工商儲能的成功實踐

　　用戶側儲能，特別是工商業儲能，因其較小的規模、較低的資金壓力、短的回款周期和較低的系統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儲能，靈活的配置和策略都是關鍵，它們不僅提高了系統的經濟效益，也為能源市場的穩定和發展貢獻了力量。

　　以廣東和浙江為例，這兩個地區的峰谷電價差異較大，使得工商業儲能電站的峰谷套利模式具有可觀的經濟效益。據開源證券的數據分析，廣東地區的工商業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，由于當地的峰谷電價分段更為合理，調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。

　　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主自身用電負荷的實際情況可能無法完全適應每天兩次充放電的模式，實際裝機量常常低于預期。如果實際利用天數較少，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被證明是可行的，但要實現理想的收益率，仍需通過降低建設成本和增加充電和放電的頻次等方式。綜合來看，用戶側儲能的推動因素眾多，前景總體看好，但市場競爭、地區差異和實際經濟回報率仍需進一步考驗。未來，這一領域值得持續關注。