2022年，我国新能源产业继续突飞猛进，新能源汽车产销连续8年保持全球第一，风电、光伏发电装机位列世界第一，储能电池装机规模高速增长。在“双碳”目标的指引下，我国在新型储能领域正推动高质量发展。中国储能产业腾飞进入规模化发展新阶段。 今年两会期间，多位代表、委员热议储能产业高质量发展，就储能产业目前所存在的“痛点”“难点”给出建议和方案。 01 全国政协委员、中国华能集团有限公司党组书记 董事长温枢刚： 因地制宜发展新能源配储能，要以市场化方式引导各类主体投资建设，鼓励新能源基地集中配置储能，积极发展共享储能、电网侧储能、用户侧储能。同时，要加快建立“新能源+储能”一体化调度机制，推动新型储能产业科技创新，提升储能设施准入标准，确保安全可靠。要推动已出台的政策落地见效，明确储能市场定位，推进源网荷储一体化和多能互补发展，形成可持续的商业模式。 全国政协委员、中国能源建设集团党委书记、董事长宋海良： 探索建立新型储能容量补偿机制和容量市场，合理体现储能设施的装机经济效益，加快完善政策体系；进一步创新标准管理机制，重点针对压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能等技术路线及时开展技术标准研制，加快形成贯穿设计、制造、检测、运维、应急、退役处置等环节的电化学储能安全标准，超前部署退役电池梯次利用相关标准的研究和基础性工作，以推动构建完整的产业链与创新链；加大力度支持企业探索新型储能在支撑新能源基地规模化外送、缓解电力供应压力、提升新能源就地消纳能力等应用场景中的一体化解决方案，形成成熟的商业模式。 全国政协委员、民建湖南省委会副主委、长沙理工大学电气与信息工程学院常务副院长杨洪明： 充分发挥新型储能优势，坚持以“新能源+储能”为主要应用方向，统筹政策和市场，统筹安全和效益，按照“政府主导、政策引导、市场调节、创新驱动”的产业发展路径，加快推动我国新型储能产业高质量发展。具体来说，要强化市场管理，加大“新能源+储能”模式推广力度；夯实安全基础，加快健全储能安全及消防管理机制；坚持创新引领，推动技术攻关与示范应用协同并进。 全国政协委员、宁德时代董事长曾毓群： 由于投资规模大、回收周期长，容量电价是促进储能产业健康发展、提升储能电站综合效益的重要措施和手段。曾毓群建议，应破除制约市场竞争的各类障碍和隐性壁垒，参照抽蓄建立适用新型储能特点的容量电价政策，形成稳定合理的收益空间。 要参照核电级安全，建立以失效概率为依据的电池储能系统安全分级评估体系，并将该体系纳入到重大项目招标条件，引导电池储能迈向以“核电级安全”为标杆的高质量发展；要围绕大容量高安全高可靠电池储能集成系统这一关键领域，加强电化学储能系统测试评估与实证，建设国家级电化学储能实验验证平台；加强电池储能数据的统计发布和共享。 全国人大代表，国网天津市电力公司董事长、党委书记赵亮： 立足富煤贫油少气的基本国情，坚持规划引领，按照“常规电源保供应、新能源调结构”思路，促进各能源系统、源网荷储各环节协调发展；坚持以系统思维推进新型电力系统建设，从电源侧看，要适应新能源发展节奏，因地制宜新建清洁煤炭机组，加快存量煤电机组灵活性改造，系统调节性电源并重转型。从电网侧看，依托全国“大电网”，构建电力“大粮仓”，确保能源电力安全。从负荷侧看，要坚持“需求响应优先、有序用电保底、节约用电助力”，进一步健全配套政策及监督保障体系。从储能侧看，支持新型储能大规模应用，推进抽水蓄能和调峰气电建设，提升灵活调节能力。 全国政协委员，国网福建省电力有限公司董事长、党委书记阮前途： 加强协同联动，形成新型电力系统建设合力。建立常态化工作推进机制，充分发挥政府部门主导作用，支持新型储能规模化应用；完善配套机制，更好保障新型电力系统建设。 全国人大代表、奇瑞控股集团董事长尹同跃： 将锂、钴、镍列为国家战略储备资源，通过与国际尤其是“一带一路”沿线国家合作，在互利互惠的基础上，推动资源所在国将有关资源作为招商引资的开发项目；引导我国产业链相关企业，尤其是国有企业，积极参与资源所在国开发和产业链合作。

2023年两会在即！氢能提案有哪些？ 近日，北京亿华通科技股份有限公司董事长张国强当选第十四届全国人大代表。在中央、地方力推氢能发展的当下，氢能行业诞生首位全国人大代表，行业人士认为，这或是氢能行业迎来爆发式增长的一个信号。在全国两会前夕，氢能相关提案又有哪些呢？ 01 近日，全国政协委员、农工党青海省委会主委王昆在全国两会前夕表示，青藏高原绿色低碳交通运输体系建设亟待加大支持力度，建议推进氢能源列车、氢能源汽车、电动汽车在青藏高原的应用。 王昆希望国家尽快规划和建设青藏高原绿色低碳“天路”，大力发展氢能源，推进氢能源列车、氢能源汽车、电动汽车在青藏高原的应用，助力打造全国乃至国际生态文明高地。 王昆建议，推进中国氢能源列车落地青藏高原，“可以借鉴已投入使用的氢能源列车先进技术和成功经验，完善国产氢能机车代替目前内燃机车，推进中国氢能机车应用范围。” 同时，王昆认为，依托青海和西藏风、光、水电、油气等资源禀赋，大力发展绿氢、灰氢经济，发挥氢能源在国家能源转型中的重要作用，在青藏铁路西宁、德令哈、格尔木、五道梁、安多、那曲、当雄、拉萨等沿线，规划建造5至10个制氢、储氢、加氢基地，“一方面为青藏铁路供氢，另一方面服务城市氢能需求。” 王昆建议，推动青藏公路交通工具绿色转型，可以大力发展氢能源汽车与电动汽车，“首先应该着力打造‘新能源+氢+氢能源汽车’等全产业链，加快推进青藏公路服务区综合赋能改造和青藏公路数字化建设。”要以建设绿色低碳“天路”为契机，整体推动青藏高原氢能源产业发展，如辐射和带动“天路”沿线主要城镇氢能源市域列车、氢能源巴士的推广应用，推动青藏高原地区氢能源产业高质量发展，培育新的经济增长点。 王昆认为，筹建青藏高原地区多能互补绿色储能国家重点实验室等新型研究机构与技术平台，将有助于青藏高原交通运输工具绿色转型与新能源产业高地融合发展。 02 新当选第十四届全国人大代表的中国民间商会副会长、海马集团董事长景柱提交了关于在海南大力发展氢燃料电池乘用车的议案。 在景柱看来，海南四面环海，已建成岛内完整的封闭交通体系，这为全岛布局自成一体的新能源网络提供了难得的先天良机。同时，海南具备全国最大的海域面积和国内Ⅲ类光照条件，发展海上风电和光伏发电潜力巨大，是实现“双碳目标”的重要路径。但由于风光发电的不稳定性，对海南原有的能源消纳体系带来了极大挑战。 相对风光发电的不稳定性，景柱认为氢能能量密度高，应用场景广泛，适合作为可再生能源发电的储能介质。用海上风电和光伏发电制氢储氢，既能解决风光电的消纳问题，又能落实中央经济工作要求，带动海南自贸港新能源汽车产业发展，在上中下三游打造出海南自贸港独家拥有、别地无法复制的千亿级“零碳汽车生态体”。 为此，景柱建议从三方面在海南大力发展氢燃料电池乘用车。一是建议将海南纳入燃料电池汽车示范城市群。“海南既具岛屿特点，又是国际旅游消费中心，具有推广氢燃料电池乘用车的地理优势和目标人群，十分适合纳入燃料电池汽车示范城市群开展推广。”景柱认为。 其次是在海南加大政策和资金支持，鼓励本土企业积极参与氢燃料电池乘用车全产业链的研发和生产。由于氢燃料电池乘用车研发、制造及应用推广前期投入巨大，景柱建议从研发端、制造端、上游氢能供给端以及下游应用端政府提供相应财政补贴。如在研发端，对企业投入氢燃料电池乘用车的研发费用，按一定比例进行补贴；对上游氢能供给端的环岛加氢站建设投资按照加氢能力标准给予相应补贴，加氢站对外销售氢气给予价格补贴等。 第三则是建议由政府统筹，整合社会资源，在海南东、西、南、北、中率先建成五个大型“绿色能源中心”，集谷电绿电充电换电、谷电绿电制氢加氢、谷电绿电储能储氢削峰填谷等多功能于一体，每座“绿色能源中心”占地约200亩，可满足1万台新能源汽车需求，以环岛旅游公路驿站为依托，在产业链上下游打造新能源汽车产业新业态。 03 全国人大代表，天能控股集团董事长张天任围绕能源革命，计划提交5件建议，内容涉及：新型锂离子电池、储能和氢能产业的高质量发展、新能源技术联合攻关，以及“链主”企业的培育。 在氢能领域，张天任表示，氢能被视为21世纪最具发展潜力的清洁能源。在氢能及氢燃料电池产业高质量发展过程中，存在着氢能市场分割严重，科研人才紧缺，燃料电池成本较高，燃电车辆使用费高，加氢站有潜在风险等问题。 “只有全面扩大氢燃料电池的示范应用范围，丰富应用场景，完善基础设施及法规政策，形成规模优势，才能有效降低氢燃料电池整体成本，提高技术水平，培育专业人才，推动全产业链成长。”对此，张天任具体建议包括：落实氢能产业发展规划，鼓励地方出台应用补贴，出台强有力的氢气补贴，建立人才培训和评价机制，建立加氢站安全运行管理体系，以及规范涉氢应急防范和处置流程。

2022年，在“双碳”目标驱动下，能源转型与变革持续升级。 1月16日，国家能源局发布2022年全国电力工业统计数据。截至2022年12月底，全国累计发电装机容量约25.6亿千瓦，同比增长7.8%。其中，风电装机容量约3.7亿千瓦，同比增长11.2%；太阳能发电装机容量约3.9亿千瓦，同比增长28.1%。 随着新能源大规模接入电网，电力系统也面临着电力电量平衡、系统安全稳定、新能源高效利用等多重挑战。储能以其灵活调节能力，逐步成为构建新型电力系统、推动能源绿色低碳转型的关键技术，为新能源消纳、电网控制能力提升提供重要支撑。2022年，储能行业乘风破浪，成绩可圈可点。 储能行业的高速发展，离不开国家政策张弛不息的有效支持。 2022年，国家陆续出台《“十四五”现代能源体系规划》（以下简称《规划》）、《“十四五”新型储能发展实施方案》（以下简称《方案》）、《关于加强电化学储能电站安全管理的通知》（以下简称《安全通知》）、《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》（以下简称《通知》）等一系列重磅涉储政策，从发展规划、电价机制、项目管理、市场交易、技术攻关、商业模式等多角度进行顶层部署，实现储能行业规划引导与鼓励支持“双轮”驱动，推动储能行业向规范化、规模化、产业化、市场化良性发展。 2022年1月29日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《规划》，提出“大力推进电源侧储能发展，合理配置储能规模”“优化布局电网侧储能，发挥储能消纳新能源、削峰填谷、增强电网稳定性和应急供电等多重作用”“积极支持用户侧储能多元化发展，提高用户供电可靠性，鼓励电动汽车、不间断电源等用户侧储能参与系统调峰调频”等。 同时，《规划》还从源网荷三方面进行了详细安排，电源侧改善新能源电站出力特性；电网侧助力消纳新能源、削峰填谷、增强电网稳定性；用户侧提高用户供电可靠性，并参与系统调峰。《规划》还要求，加快推进抽水蓄能电站建设，实施全国新一轮抽水蓄能中长期发展规划，推动已纳入规划、条件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设。 在政策精准指引下，储能行业发展一路高歌。 根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（以下简称“CNESA”）全球储能数据库的不完全统计，截至2022年底，我国已投运的电力储能项目累计装机达5940万千瓦，同比增长37%。其中，抽水蓄能占比最大，累计装机达4610万千瓦；新型储能继续保持高增长，累计装机规模首次突破1000万千瓦，超过2021年同期的2倍，达到1270万千瓦。 具体来看，新型储能方面，2022年，国内新增投运新型储能项目装机规模达690万千瓦/1530万千瓦时，功率规模首次突破600万千瓦，能量规模首次突破1500万千瓦时，与2021年同期相比，增长率均超过180%。2022年，抽水蓄能实现新增投产超过900万千瓦；共核准项目48个、总规模6890万千瓦、总投资规模超过4500亿元，年度核准规模超过了前50年投产的总规模，有力地支撑国家稳经济、保增长、促发展。 2022年，储能行业政策发布呈现部署更加有力、领域更为细分、目标更加明确的特点。 2022年1月29日，国家发展改革委、国家能源局联合印发《方案》，提出2025年新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、成本降低30%以上，2030年全面实现市场化发展的目标。《方案》绘就了新型储能的发展蓝图，目标明确具体，为各地新型储能蓬勃发展指明方向，明确路径。截至目前，全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划、新能源配置储能文件等配套政策。2022年11月，中电联发布《新能源配储能运行情况调研报告》指出，目前各省规划的新型储能发展目标合计超过6000万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出的“2025年达到3000万千瓦”目标的2倍。其中青海、甘肃、山西等地进行了大规模储能规划，2025年新型储能装机容量均在600万千瓦，全国储能行业呈现超预期发展。 此外，针对储能行业发展过程中面临的安全、市场等瓶颈，亦有相关政策予以指导。 在安全管理方面，2022年4月，国家能源局发布《安全通知》，以强化电站设备本质安全、建立健全电站安全管理体系、加强电站消防应急处置为主要内容，强调了新型储能项目规划设计、验收、监管、应急等安全管理问题。在市场机制方面，2022年5月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《通知》就储能参与电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场等工作进行了相关部署。国家有关部门统筹协调安全、低碳和经济发展等重大问题，建立和完善鼓励政策和法律法规，促进政、产、学、研、用合作互动，切实推动各项措施落实到位。地方相关主管部门应结合实际，研究制定适合本地的落实方案，因地制宜、科学组织，杜绝盲目建设和重复投资，有序推进储能技术和产业发展。相关部门要不断完善政策法规，建立健全相关法律法规，在坚持安全底线的基础上，尽可能低碳和经济，保障储能产业健康有序发展。 现阶段，我国储能存在多种技术路线，其中抽水蓄能以其技术成熟、效率高、容量大、经济性好等优势占据主要市场。但随着新能源装机规模快速扩张，抽水蓄能难以完全满足调峰调频需求，以电化学储能为代表的新型储能应运而生。从技术应用上看，2022年，锂离子电池仍然占据新型储能的主导地位，新增投运装机规模首次突破600万千瓦，时长仍以1—2小时为主，4小时以上的项目开始增多，例如新疆、河北、青海、西藏等地已布局了1000万千瓦以上的项目。其他技术路线规模实现突破，应用逐渐增多。压缩空气储能方面，正在由10万千瓦向30万千瓦功率等级方向加速发展，2022年新增压缩空气储能项目（含规划、在建和投运）接近1000万千瓦，单次储能时长最高达12小时；液流电池方面，首个百兆瓦级全钒液流电池项目并网运行，首个吉瓦时级全钒液流电池项目正式开工；钠离子电池方面，国内最大规模钠离子电池项目落地安徽阜阳，规模3万千瓦/6万千瓦时；飞轮等短时高频技术方面，需求开始慢慢增大，已有30万千瓦以上的项目处于规划中。 目前我国储能技术已实现“多点开花”，但储能技术发展依旧存在掣肘，仍需要不断强化技术创新。 在技术方面，尽管各种储能技术都发展很快，但总体来说，当前技术水平在效率、规模、安全、成本、寿命等方面尚无法完全满足新型电力系统应用的要求；部分储能技术的成熟度尚需提高，部分核心技术还未完全掌握。要强化储能技术创新，通过项目和政策支持，开展储能原理和关键材料、单元、模块、系统和回收技术等研究，突破一批具有关键核心意义的储能技术。同时，不断推进储能技术与装备的研发示范，通过不同技术路径和场景的应用示范，探索技术创新方向。在技术示范的基础上，加强引导和扶持，促进产学研用结合，加速技术转化。基于国内资源禀赋，要加快建设布局抽水蓄能电站，加速新型储能技术创新突破与商业化应用，储能设施应实行大中小相结合、发电侧电网侧用电侧布局相结合、集中与分散建设相结合、多品种多业态并存。国家需要建立完善相关价格政策和激励机制，有序推进储能技术创新和产业链、价值链共建共享。 2022年，新型储能技术百花齐放，以液流电池、压缩空气、重力储能、熔盐储能、液态空气、铅炭电池、氢储能等为代表的多种长时储能技术也被寄予厚望。《方案》中明确，针对新能源消纳和系统调峰问题，推动大容量、中长时间尺度储能技术示范。结合各地区资源条件，以及对不同形式能源需求，推动长时间电储能、氢储能、热（冷）储能等新型储能项目建设，促进多种形式储能发展。2022年，浙江、山东、河北、青海等多地公布了新型储能示范项目名单，项目数量和装机量均大幅增加，总装机约1800万千瓦，其中长时储能的项目装机占比显著扩大。未来新型储能发展一方面配置时长将由“十四五”时期的2—4小时逐步延长至6—8小时，新能源装机占比在15%—20%后，4小时以上的长时储能需求将成为刚需；另一方面，新型储能将大规模发展，一部分用于电源侧，推动“新能源+储能”绿色友好电源发展，另一部分布局在电网侧发挥电力支撑作用。 在市场方面，2022年，已有10余家长时储能企业完成融资，融资金额总计超10亿元，技术路线主要集中在压缩气体储能和液流电池储能领域。南方黑芝麻、创维新能源、龙净环保等企业也在“跨界”参与其中。 目前储能正处于从商业化初期向规模化发展阶段，产业体系逐步成熟，是形成多种商业模式的关键时期。 对于储能商业模式发展方向，《方案》明确，加快推动商业模式和体制机制创新，在重点地区先行先试。推动技术革新、产业升级、成本下降，有效支撑新型储能产业市场化可持续发展。《通知》也就储能参与电力中长期市场、现货市场、辅助服务市场等工作进行了相关部署，并定义了独立储能的概念。 在政策的催化下，2022年全国电力市场机制改革深化推进，新型储能商业模式被不断激活。 2022年，山东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、容量租赁、容量电价补偿获得收益；甘肃省建立了首个新型储能参与的调峰容量市场，通过容量补偿实现灵活性调节资源固定成本的有效疏导，独立储能可以通过参与现货市场、调峰容量市场、调频市场获得多重收益；南方、西北、华北、华东等区域修订了新版“两个细则”，再次明确新型储能的市场主体地位，并推动新型储能参与多项品种的交易。目前虽然新型储能发展速度非常快，但是我们认为收益和商业模式问题仍然没有得到很好的解决。目前新型储能在国内还没有一个稳定的商业模式，无论是可再生能源配置储能还是新型储能参与辅助服务市场等，受政策影响非常大，商业模式还不清晰，盈利是比较困难的。 现阶段，在工商业电价差较大的地区用户侧储能初步具备盈利能力，而其他应用场景缺乏有效的商业模式和市场机制，大规模投资建设的驱动力不足。在辅助服务市场政策较好的地区，储能参与调频的收益较为可观，随着新版‘两个细则’的推动，按效果付费的改革思路正在各区域推进，新型储能参与的市场品种正逐步增加。目前新型储能参与辅助服务市场依赖政策的稳定和市场价格机制。在成熟的电力市场中，新型储能可以通过参与现货市场、辅助服务市场、中长期市场、容量市场，通过参与不同的品种交易，以更好发挥其容量价值和电量价值，获得多重价格收益，形成可持续发展的商业模式。 当前储能电站等项目参与辅助服务的种类比较单一，储能电站的功能在设计建设初期就已经确定了，但实际上储能资产的利用率要提升，应在不同时间段参与不同的辅助服务，提供不同的辅助服务，开展‘分时复用’的商业模式，以提升储能电站收益，实现利益最大化。要促进各种类型、各种产权性质的储能项目能够共同参与市场，并要逐步降低准入门槛。 值得关注的是，目前我国共享储能的模式发展比较迅速。共享储能可作为独立主体参与市场，可通过容量租赁费、现货能量套利、参与辅助服务市场多个渠道获得收益，可接受电网统一调用，提升系统的利用效率，降低新能源场站配储的初始投资。青海、湖南、山东等地依据不同的需求，已陆续开始建立相应的共享储能的商业模式，但是普遍没有形成较好的盈利性。 未来应如何推进储能的商业化和规模化发展？应结合储能应用场景，积极探索电力市场、‘新能源+储能’、削峰填谷、容量出租或出售、电网有效资产回收等储能商业模式，扩大各侧储能盈利空间，吸引各方主体主动投身储能发展与建设。尽快建立能够直接反映电力供需关系和电能质量的电力市场价格机制；根据未来新型电力系统的实际需要增加新的辅助服务品种；建立储能服务的成本疏导机制和储能价格机制。

近日，由国家能源局牵头的《新能源基地跨省区送电配置新型储能规划技术导则》（征求意见稿）发布。该文件提出，新能源基地送电配置新型储能主要用于调峰和提高基地送电可靠性，根据调度运行需要可考虑用于为系统调频、作为事故备用等功能。新能源基地送电配置的新型储能电站应考虑主要布局在输电通道送端。受端电网具备条件的情况下，可进一步优化送端储能配置。按照布局及作用不同分为集中布置新型储能电站与分散布置新型储能电站。分散布分散布置新型储能电站可考虑在新能源场站或新能源汇集站布置。主要作用为平抑新能源出力波动，减少新能源弃电。分散布置新型储能电站配置，应满足新能源基地外送曲线的要求。集中布置新型储能电站主要配置在枢纽变电站或外送通道换流站。新能源基地送电配套的新型储能规模应在综合考虑配套支撑电源的调峰能力和其他调控手段基础上，以国家对外送输电通道提出的可再生能源电量比例、新能源利用率等技术指标要求为约束开展计算分析。生产模拟测算中，通道配套支撑性电源或调节电源最小技术出力应按设计值考虑，支撑性煤电原则上应不高于30%额定功率；支撑性气电原则上没有最小技术出力限制；支撑性水电要结合水电丰枯期出力特性统筹确定水 电的最小技术出力；抽水蓄能原则上没有最小技术出力限制，可实现200%的调峰能力。新型储能方案经济比较应在技术方案优选基础上进行，方案经济比较应统筹考虑 送电通道配套电源、储能、汇集及外送线路的经济性，综合评估新型储能规划方案的经 济性，对各备选方案进行经济分析和效果评价，为新能源基地送电方案的优选及投资决 策提供依据。。

新型储能的三种盈利模式 现在，很多省都要求新能源电站配建一定比例的储能，独立储能电站也有不少了，但这个储能的现状是：电站不想用，电网不会用，设备不能用。 一方面，在储能建设时，配建的储能完全是为了满足政府或电网公司的要求，设备质量不过关，故障率高，很多处于停运状态。 另一方面，储能没有明确的电价政策，充放电后怎样盈利，模式不清楚，电站自己也不想用。 从目前甘肃、新疆、山东等几个省份的经验来看，储能想要盈利，模式主要有三种。 一是现货市场价差。让储能参与现货市场，依靠不同时段的不同电价，充放电赚取价差。这条能否实现取决于市场完善程度，在现货市场第一、第二批试点省份中，已允许独立储能电站参与市场。 二是提供辅助服务。储能参与辅助服务市场，通过提供调频、调峰等辅助服务，赚取收益。如果没有辅助服务市场，这条可以退化为通过参与“两个细则”考核，提供相关服务，赚取补偿收益。例如前几年比较流行的火电配储能，极大提升了火电机组的调节性能，收益还不错。 三是容量电价。这个主要是对于规模较大的集中式储能，政府按照容量设定一个容量电价，作为储能电站的固定收益。当然，具体执行时有多种方法，可以根据储能的可用容量，给予一定的补偿。 以上三种形式对于独立储能电站都适用，但对于新能源电站配建储能，想要独立参与现货市场或者辅助服务市场，还需要满足独立控制、独立结算等技术条件，目前真正做起来的不多。 这也导致了新能源电站配建储能的利用率普遍偏低。

储能迎融资热！124家闯关IPO、114企业融资近千亿！ 储能这条黄金赛道持续火爆，吸引着资本不断加持，不少企业纷纷加入到上市的队伍之中。据不完全统计，2022年以来，公布IPO进度的储能产业链企业共有120多家，更有大批企业启动融投资、排队入局！ 从参与企业来看，IPO阵容迎来了艾罗能源、阿特斯等储能系统集成商，首航新能源、三晶电气等PCS企业，也有蜂巢能源、中创新航等电池名企。此外年末一批电池企业扎堆选择境外上市，瑞交所则成为锂电领域企业海外上市的优选项。还有不少企业在其他版块折戟之后，纷纷试水刚成立一年的北交所。 储能赛道火热 吸引重金投资 在政策推动、新能源建设提速、国外市场储能需求、新能源汽车驱动等多重因素下，2022年储能行业热度高涨。2022年，储能领域IPO数量多达124起。从申报材料来看，这些企业业务链了覆盖储能系统、储能变流器、电池制造以及电池材料、锂电设备等多领域。 据不完全统计，2022年IPO企业中包括蜂巢能源、阿特斯、大连融科储能、赣锋锂电、中创新航等储能系统集成、储能变流器、储能电池企业20家，天赐材料、杉杉股份、格林美等锂电材料企业49家，特来电、极氪等新能源汽车产业链企业23家。 其中，2022年国内外各大交易所已上市的储能系统、储能系统集成、储能PCS等领域企业募集资金总额达近百亿人民币，已上市的电池企业募集资金总额达200多亿元人民币，已上市的锂电材料企业募集金额约560多亿人民币。 除了启动IPO募资之外，国内还有114家储能产业链相关共传出融资消息，合计融资金额预计超过900亿元。从技术和业务方向来看，储能系统、储能PCS等企业占了近三分之一，钠离子电池、液流储能等小众储能技术今年以来成为投资热点领域，共有7家相关企业启动融资；而因为近两年锂电原材料价格持续上涨，锂电池正极材料、钒材料等储能材料企业也成为了资本热衷的方向。 光伏企业加紧储能布局！ 北极星储能网观察发现，储能系统或储能PCS的上市企业新生军中，仍然以光伏同步企业布局储能的居多。 全球主要光伏企业之一的阿特斯，近年来主营业务向外延伸到大型储能系统，目前已是美国市场份额最大的大型储能系统集成商之一，并在全球拥有高达21GWh的储能项目储备。该公司已经开启上交所科创板上市的进程，拟募集资金88.06亿元，其中40亿元用于产能配套及扩充、研究院建设及补充流动资金。 与阿特斯比较类似的企业还有三晶电气、古瑞瓦特和首航新能源等。三家企业均专业从事光伏逆变器、储能变流器及储能系统等产品销售。 其中三晶电气2021年近七成的营收来自境外，产品主要销往意大利、荷兰、澳大利亚、巴西等国家。2022年7月公司递交IPO材料获受理。三晶电气此次拟募资12.04亿，其中6.77亿元用于产能建设，也是为了扩大产能、抢占市场。 2022年11月，储能变流器生产商古瑞瓦特赴港上市获批，预计募资金额达10亿美金，将成为港股今年以来第四大IPO。 核心产品涵盖光伏储能变流器、储能电池的首航新能源拟募资35.12亿元，用于储能系统产能建设、新能源产品研发制造、研发中心建设等。 此外，艾罗能源也是布局海外光伏储能系统的企业之一，尤其在澳大利亚市场份额较高。6月30日披露招股书显示，艾罗能源拟募资8.09亿元，计划用于储能电池及逆变器扩产、光储智慧能源研发中心建设。 电池企业重视储能 近两年随着储能市场逐步打开，以及新能源汽车的大规模推广应用，设备及原材料端均出现了不同程度的产能紧缺状况，不仅限制了企业经营规模的进一步扩张，更甚者会阻碍下游储能应用和新能源汽车交付等。 通过梳理IPO企业的募资用途发现，2022年整个储能产业链赛道都迎来扩产潮。而且尤为明显的是，此前一批以动力电池为主要业务的企业，加速了对储能的布局或扩产步伐。 今年国庆节期间，动力电池巨头中创新航赴港敲钟，募集资金总额101亿港元，刷新了今年港股募资额的纪录。 此次，中创新航招股书曾提出，募集资金拟用于新建和扩建多个动力电池和储能系统的产业基地，用于先进技术研发以保持技术领先优势。 2022年12月14日，动力电池、储能电池生产上瑞浦兰钧正式向港交所递交招股书，这也是从动力电池冲进储能领域的代表，此次募集资金主要用于扩大产能、研发先进的锂离子电池、先进材料等。 此外，以长城汽车出身的蜂巢能源，计划在科创板上市，这也是从动力电池成功跨入储能系统提供商的代表。蜂巢能源招股书显示，公司拟募集资金150亿元，主要用于在常州、湖州、遂宁等地扩产锂离子电池以及补充流动资金等。 11月23日，赣锋锂业启动了子公司赣锋锂电在深交所分拆上市融资计划。这意味着企业将进一步完善对电池环节的投入，并正在逐步谋划构建从上游矿产资源开采到下游车企、储能以及电池回收业务的完整的产业链版图。 2022年，全球汽车工业迎来全面电动化转型，新能源汽车销量持续攀升。一些新能源汽车产业链的企业也加入IPO的行列。 新能源汽车新势力11月交付量上同比增长447.3%，或是得益于当下势头正好，极氪12月中旬敲定赴美上市，计划募资超过10亿美元，有望成为第四家赴美IPO国内造车新势力。 “充电桩一哥”特来电也在12月宣布分拆上市，公司瞄准的是电力能源领域的虚拟电厂的构建。特来电表示将进一步募集资金，支持其生态网络布局扩大。 锂电企业组团打拼瑞交所 自今年2月全球存托凭证（GDR）新规发布以来，越来越多的A股公司积极推进境外GDR发行上市，多数企业首选在瑞士上市。我国储能产业链企业表现最为积极。现如今储能企业出海，成为扩张业务的重要途径之一。2022年企业集中选择瑞交所上市的主要目的，基本都是通过在海外建厂、投资开发材料矿产资源等，完善国际化产业布局。 7月28日，科达制造、格林美、国轩高科、杉杉股份在瑞交所摇响了具有瑞士特色的大号牛铃，标志着首批中国企业正式登陆瑞交所。 三家企业共募集资金13.85亿美元，国轩高科募资总额约 6.85 亿美元，成为瑞士资本市场今年最大IPO，杉杉股份募集资金约为3.19亿美元，格林美募集3.81亿元。 11月，动力电池二线企业欣旺达宣布在瑞交所挂牌，企业最终发行价格为每份GDR 15.30美元，募集资金约4.4亿美元。 12月，国内轻型电动车电池龙头企业天能股份和锂电材料企业盛新锂能同时宣布拟发行GDR，申请在瑞交所挂牌上市。值得注意的是，天能股份表示将依托于帅福得在海外市场的渠道，进行锂电储能业务的拓展。据了解，储能业务是天能股份国际化进度最迅速的业务之一。天能股份2022年上半年其储能业务营收近3亿元，其中海外订单营收占比15%，国内订单营收占比85%。但海外储能业务毛利率为20%，显著高于国内的9.5%。 另外，电解液龙头天赐材料、锂电材料华友钴业、锂电设备生产商东方盛虹等也在12月陆续传出冲刺瑞交所IPO消息。 有分析指出，与海外其他国家相比、瑞士政治环境相对稳定，有助于赴海外上市的A股公司防范、应对国际关系不确定性带来的不可抗力因素。同时，瑞交所在投资者保护和监管措施方面相对完善，瑞士的审计要求较为宽松。 此前，美国纽交所一直是很多国内企业赴海外上市的首选地，赴美上市企业面临的不确定因素持续增加，GDR业务的扩容相当于给中国企业改道欧洲资本市场提供了新的路径。目前，GDR融资已成为A股上市公司再融资的新形式，也是主流的海外融资渠道之一。 2021年11月北交所开市后，很多企业纷纷转战北交所，这一年中，锂电股不断扩容。 2022年3月，专注从事电动汽车动力电池管理系统的科列技术从创业板转战北交。2022年11月29日，锂电池模组生产商天宏锂电成功过会。 截至目前，北交所锂电领域上市公司有6家，10余家锂电产业链、新能源汽车产业链企业正在冲刺北交所IPO。 多家企业折戟 值得一提的是，今年以来已有多家储能领域公司终止审查、折戟 IPO。 这其中包括锂离子电池负极材料供应商凯金新能源，四年三次更换券商，三次冲刺IPO，均铩羽而归。 2017年6月，凯金能源申请创业板上市，2018年7月被否；2019年5月，再次冲刺创业板，2019年7月被证监会抽中现场检查；2021年7月，改道申请沪市主板上市。遗憾的是，2022年10月，证监会决定终止对“凯金能源”首次公开发行股票申请的审查，但未说明原因。 锂电设备生产商大成精密此前向A股发起冲击，拟登陆创业板。不过，排队仅一个半月，大成精密便撤回了发行上市申请。2022年11月15日，深交所官网显示大成精密IPO终止。值得关注的是，该公司在今年10月28日曾被抽中现场检查，被抽中检查后撤单，或许多跟检查有关。 从公开的企业IPO被取消或撤单原因来看，主要有三方面： 一是板块定位。越来越多的企业因为不符合板块定位被否或撤单； 二是可持续经营能力。如毛利率、应收账款、收入真实性、业绩下滑等都是监管关注的问题； 三是合规性问题。如关联交易、同业竞争、独立性诉讼、客户集中、对赌协议等

2023储能产业链商机何在？ 2022年12月15-16日举办的中央经济工作会议定调明年经济工作方向，稳中求进是主基调。与此同时，透过中央发布的《扩大内需战略规划纲要（2022－2035年）》，需要把新一轮“扩内需”与“供给侧改革”有机结合。一方面要加快国产替代满足需求，特别是对外依赖度高、涉及产业链供应链安全的领域，实现科技自立自强；另一方面，要鼓励以技术变革创造需求，通过技术创新和产业变革带来新产品、新业态、新模式，以新供给创造新需求。而储能产业作为战略性新兴产业和新能源的重要分支赛道及新基建的重要组成，正具备这些产业属性和优势所在，在产业链供应链不断成熟的过程中，有肩负国家战略使命的产业特征，有理由成为通过供给侧改革以实现扩大内需的一条有利抓手。在面临百年未有之大变局叠加世纪大疫情的阻滞后，后疫情时代正式来临，全球经济或渐次开启战后第四轮增长周期，我国有条件重回增长轨道，传统产业的改造升级和战略性新兴产业的培育壮大将成为驱动经济可持续增长的有力路径。 大变局下或迎来大分化，大危机中仍可见机遇犹存。这里就让我们透视多家研究机构最新研报，瞭望一下葵卯年储能产业链上市场机会何在？ 2022年12月1日，西部证券报告《行业东风将至，新型储能其兴可待》指出，独立共享储能可有效解决当前新能源分散配储利用率低等弊端，其市场地位逐渐明晰，独立储能已成为我国大储发展的主流商业模式。独立共享储能在2022Q1-Q3新增新型储能装机中占比已提升至37%，在2022年1-10月中标量占比达 64%（不含集采），充沛的中标量将助力我国储能行业步入发展快车道。大型光伏电站配储为2023 年行业需求重要拉动力，预计2025年，我国储能需求86.9GW/274.4GWh，2021-2025年CAGR为91%/116%；全球需求222.7GW/656.6GWh，2022-2025年CAGR为89%/110%。 2022年12月11日，中信建投证券报告《电力系统中的灵活性资源将面临长期紧缺状态》指出，我国电网投资已经冗余，而电源投资亟待“补课”，灵活性资源面临长期稀缺性，不过灵活性资源多种多样，为互补而非替代关系。各灵活性资源自有其特点和适用范围，并非“包打天下”。通过灵活性电源产业链市场空间测算，电化学最大，其他品种具备百亿级别空间。电化学储能2030年可至TWh 级别，市场空间过万亿。预计全球电化学储能2022年新增约85GWh，2023年新增约171GWh，2025年新增390GWh，2030年新增 1580GWh。其中：中国2022年新增约25GWh，2023年新增约49GWh；美国2022年新增约 23GWh，2023年新增约52GWh；欧洲2022年新增约20GWh，2023年新增约42GWh。 2022年12月13日，华创证券报告《储能行业2023年度投资策略》指出，双碳背景下，储能为能源结构转型所催生，行业刚需特性显著，高增速已逐步成为市场共识。国内大储处于行业发展初期，规模效应尚未形成且成本投入前置，盈利能力尚不明显。后续在政策、技术、 规模等多因素共振下，盈利能力有望持续增强。2023 年最看好的储能方向是EPC、PCS、储能电池，以及温控环节。环伺全球，欧洲户储渗透率仍然较低，品质与品牌是 C 端消费者重点关注的要素，行业仍有较大空间；美国储能在IRA 法案后，有望继续迎来十年的繁荣期，特别是独立储能有望在短期内迎来快速增长。 2022年12月15日，东亚前海证券报告《锂电行业研究框架》指出，磷酸铁锂产能扩张、需求向好。2017-2021年，磷酸铁锂产量从7.7万吨上升至44.75万吨，年均复合增长率为55.27%；2022年1-9月产量继续上行，达到64.97万吨，同比增长120.76%，主要系下游新能源汽车产销增长以及新型储能行业迎发展机遇，为磷酸铁锂提供广阔的市场空间。2022年1月-11月，我国磷酸铁锂行业开工率始终处于86%以上，其中2022年11月行业开工率为94.77%，位于历史高位，表明我国磷酸铁锂行业高景气。 2022年12月17日，中邮证券《2023年度储能行业策略报告》指出，2022年全球储能总需求预计达到117GWh，增速58%，其中：中国+51%，美国+42%，欧洲+93%；2023年全球储能总需求达到188GWh，增速60%，其中：中国+94%，美国+57%，欧洲+35%；2024年全球储能总需求达到285GWh，增速52%，其中：中国+73%，美国+49%，欧洲+37%。对我国而言，未来随着能源体系丰富多元，以及整体电力改革持续推进，上网端电价浮动将促进储能行业发展。在储能产业链最紧缺的PCS芯片环节上，预计2022年，我国IGBT行业产量将达到0.41亿只，需求量约为1.56亿只，自给率26.3%。 2022年12月18日，海通国际证券报告《光热储能新模式，发展指日可待》指出，光热储能重回视野，度电成本有竞争力。光热储能市场空间广阔。根据假设和测算，未来西北光伏大基地项目，75%左右大基地将配置光热，配置比例11%。则十四五光热新增市场容量约为987亿元。由于光热发电可以配置储热系统，光热发电机组可以没有光照的条件下稳定发电。如果储热系统的容量足够大，机组可实现24小时连续发电，光热电站可以实现与光伏不同的稳定发电。2021年熔融盐储热的全球占比为1.6%，未来或成为辅助服务市场的优等生。 2022年12月19日，国泰君安证券报告《传统温控稳健发展，储能温控开启高成长》指出，温控系统传统下游应用广泛，其中工业制造、通信基站领域稳步增长，数据中心、新能源汽车领域保持高增。随着风电、光伏等新能源发电快速发展，储能需求日益增长，电化学储能电站装机占比提升带动温控系统需求旺盛，预计2025年我国储能温控市场有望达到68.74亿元，2021-2025年复合增速或将高达 64.03%。值得一提的是，液冷有望成为储能温控主流技术路线，预计2025年液冷渗透率有望达50%。目前温控市场仍以风冷系统为主，主要由于其成本较低且结构简单易用，在散热要求不高的中小型储能电站得以广泛应用，预计2022年风冷系统占比或达到85%。液冷系统冷却效果较风冷好，全周期成本低，有望在大型储能电站快速得到应用。随着 2023年储能项目大规模建设，储能温控将加速落地，推动温控厂商业绩放量，估值有望进一步抬升。 2022年12月21日，国海证券报告《电化学储能研究框架：以中美欧为例》指出，强制配储是当前我国储能发展的核心驱动力，储能政策已在边际改善新能源配储成本压力。国内储能商业模式仍处完善期，成本竞争仍是各环节竞争核心。美国储能行业存在明显的垂直整合趋势，上下游纷纷进入集成环节。国内企业参与美国储能市场主要集中在设备供应，集成商是切入美国储能市场的重要入口。随着美国市场新进开发商增多和集成商去中介化趋势，国内储能集成商有望迎来更多机遇。国内电池环节竞争优势明显，其它环节或有望通过直接出海迎新发展机遇。在欧洲，随着光伏持续发展及其渗透率稳步提升，户用光储一体化预计将成为各国户用光伏发展的主流方向。预计户用储能市场2022年实现翻倍以上增长，2023-2025年后维持高速增长。其中，小电芯、高压化是户用储能产品发展重要趋势，小电芯短缺有望逐步缓解。 2022年12月25日，东方证券报告《大型储能电站集成技术趋势》指出，大型储能系统集成技术路线百花齐放，集中式、分布式、智能组串式、高压级联和集散式各有优势，均需围绕安全、成本和效率进行技术迭代。特别关注的是，随着集中式风光电站和储能向更大容量发展，直流高压成为降本增效的主要技术方案，直流侧电压提升到1500V的储能系统逐渐成为趋势。而高压级联方案采用SVG的拓扑结构，具备安全性、一致性和高效率等优势，系统无需升压变压器，现场实际系统循环效率达到90%。 正如中央经济工作会议所提出，要统筹好当前和长远的关系，前置安排关键政策和制度，包括要从制度和法律上把对国企、民企平等对待的要求落实下来。想必在良好的政策氛围中，我国储能产业链和供应链将迎来更加匹配合理的营商环境，规模化市场化进程加速推进，链上企业之间的战略协作会更加稳固，产业活力持续迸发，技术创新、市场竞争和成本优势得到更好发挥，储能价值投资获得更高回报。

万亿长时储能市场 政策加持下为何还很难赚钱 近年来，全国范围出台了高达600多项储能相关政策。在政策加持下，资本也开始蜂拥而入，出现强劲增长。长时储能一边被市场和资本长期看好，另一边却存在诸多风险和投资障碍。 “绿能+储能”，被视为新能源和电力行业脱碳的最终梦想。 以光伏和风电为主的新能源，随着技术的进步，成本大幅下降，已经具备跟煤电等化石能源竞争的优势。但储能，却因为商业模式一直不清晰，加上成本难以下降，目前还处于政策加持和财税补贴阶段。 但如果储能缺位，就像一条腿走路的跛脚鸭，电力行业很难行稳致远。随着新能源并网提速，长时储能（LDES）的配套和建设成大势所趋。 11月25日，国家能源局综合司就《电力现货市场基本规则》、《电力现货市场监管办法》公开征求意见，其中，《电力现货市场基本规则》提出，推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易。 国家能源局明确指出要推动储能等参与电力现货交易，这是在政策层面打通储能商业模式，储能运营商可以参与电力现货市场交易，通过峰谷价差扩大盈利空间。市场认为，这给火热的储能市场添了一把火，将极大促进储能建设提速。 长时储能一般指6小时以上的储能介质，它既可以持续几个小时，也可以持续数周、数月，甚至跨季度。从类型来看，一般包括机械储能、热储能、电化学储能和化学储能等。 麦肯锡的一份报告，把这种长时储能定位于除锂离子动力电池和抽水蓄能之外的储能方式，有点像中国一些文件中所说的“新型储能”。这份报告认为，到2040年，全球长时储能需要扩大到85-140TWh，才能在能源和电网脱碳中发挥作用，并实现脱碳目标。 中国储能市场也有望迎来爆发式增长。 根据国家发改委、国家能源局2021年7月发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，到2025年，中国新型储能累计装机规模要达到30GW以上。截至2021年底，中国新型储能装机规模仅为5.76GW。 这意味着4年间有5倍以上的成长空间，复合年均增长率为51%。 随着中国风电光伏占比继续提高，各地方政府都对新建风光发电项目提出了配建储能的强制性要求，配建比例为项目装机容量的10%到20%不等。若按各地方政府的“十四五”规划，到2025年末，加总后的新型储能装机规模将高达43.7GW，差额达37.94GW。 根据中国储能网统计，按照每GW造价45亿元计算，2022年到2025年，中国的新型储能将新增投资超1700亿元。 尽管有政策加持，储能赛道也足够宽广，但长时储能一边被市场和资本长期看好，另一边却存在诸多风险和投资障碍，大多储能项目难以盈利。 01 超级风口下的资本布局 储能是支撑新能源大规模并网的重要技术手段。在碳中和目标下，近年来，美国、英国、澳大利亚、欧盟等发达国家和地区在推动能源低碳转型过程中，出台了一系列促进储能发展的政策法规，有效推动了储能产业的发展。 比如在美国，2022年8月通过的《削减通胀法案》（IRA），首次将独立储能纳入ITC抵免范围。IRA法案出台前，美国光伏发电及其配储项目普遍可享30%ITC免税额度，即退还投资产生增值税的30%，但储能必须搭配光伏才能享受ITC补贴。随着IRA法案落地，独立储能纳入ITC税收抵免补贴范围，储能装机对光伏的依赖性将大幅降低。ITC补贴延期十年，抵免力度进一步加强。 最近又把风能加储能的项目纳入ITC税收抵免范围。 11月，拜登政府又通过美国能源部 (DOE) 宣布，将近 3.5 亿美元用于新型长期储能示范项目，该项目能够提供 10 至 24 小时或更长时间的电力，以支持低成本、可靠、脱碳的电网。 近年来，中国对储能的支持政策也逐渐增多。 从国家层面看， 2022年2月，国家发改委、能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，从电源侧、电网侧、用户侧3个方面给出了新型储能规模化发展的思路和措施，并在市场体系、价格机制、商业模式等方向进一步加快新型储能市场化步伐。 2022年6月，国家发改委、能源局发布《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》，进一步明确新型储能市场定位，建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制，引导新型储能行业有序发展。 除了国家层面的政策，地方在储能发展规划层面也纷纷出台支持政策，湖北、浙江、山东、广东、安徽、河北、内蒙古等省市明确提出储能规划和相关支持政策。 近年来，全国范围出台了高达600多项储能相关政策。 在政策加持下，资本也开始蜂拥而入，出现强劲增长。宁德时代、鹏辉能源、中创新航、亿纬锂能、国轩高科、欣旺达、比克电池等老牌电池厂商快速跑马圈地。 以宁德时代为例，工商信息显示，今年年内，宁德时代已投资成立18家储能、电池等相关领域子公司，其中专事储能共3家，分别是11月17日设立的宁德时代储能发展有限公司、9月28日设立的天津时代智储科技有限公司和8月5日成立的能建时代（上海）新型储能技术研究院有限公司。 公司表示，目前储能业务已成“第二增长极”。董事长曾毓群甚至曾公开预测，到2030年，动力电池全球市场出货量会达到4800GWh，储能电池需求也会超过1000GWh。 除了老牌企业布局，众多“新玩家”也纷纷涌向储能。今年以来，试图跨界染指储能的上市公司可谓五花八门，包括锅炉、水利、空调、工程机械、电脑配件、食品、教育、环保、纺织等。 储能宽广的赛道和政策支持，也吸引了资本的大规模布局。 据钛媒体的统计，截至今年11月初，国内储能相关产品合计完成150起融资事件，披露融资金额超800亿元，投融资频次及披露融资金额均已超过2020年、2021年全年，达到近5年高峰。而2020年、2021年分别合计完成融资48起、91起，披露吸金分别超300亿元、600亿元。 02 储能如何盈利 从理论上看，储能的商业模式应该比较简单，最基本的盈利模式应该是通过电力价格的低买高卖来实现，即在低电价时段充电，在高电价时段卖出，赚取电价差。 国家发改委2021年7月发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求各地结合实际情况在峰谷电价的基础上推行尖峰电价机制，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%。 拉大峰谷电价差，显然会提升储能盈利能力。这方面，浙江是做得比较好的省份。 去年12月和今年6月，浙江省先后出台了《浙江省加快新型储能示范应用的实施意见》和《浙江省“十四五”新型储能发展规划》两份支持新型储能产业发展的重要文件。 更关键的是，浙江还及时建立了一套新型储能政策和市场体系，将分时峰谷电价政策电差扩大至4:1。峰值和谷值的电价差异（每千瓦时）超过1.2元。 同时，浙江省也是电力现货市场的试点省，前期在试运营时已将储能发电纳入了模拟计算。 所以，这两年，浙江新型储能市场发展很快，包括南都电源、万向集团、容百科技、杉杉股份、超威集团、天能股份等在内的多家企业都在浙江立足，涵盖电池正负极材料、锂电池制造、电池回收、储能项目开发等储能产业链多个环节。 尽管中国电力市场化在推进，但总体看，电价依然受控制。电价大幅上涨和波动的空间还是有限。 而且，中国有大部分居民生活用电，是受保护的，平均电价也比较低。根据国家电网数据，多年来中国平均电价仅高于35个OECD国家中的2个。 这意味着，中国的电力市场，其实实行的是双轨制，分为政府定价和市场定价，全国只有一半电量是通过市场交易。 2021年，中国市场定价的电力交易电量3.8万亿千瓦时，占全社会用电量45.46%；2022年1月-7月，此比例提升到60%。 电价受控和市场不完善是阻碍储能发展的绊脚石。 由于规模和商业模式的单一，也导致储能项目成本与收益倒挂。从全国范围来看，目前中国新型储能中占比最大的磷酸铁锂储能的平均成本为每度电0.6元-0.8元左右，参考2022年1月-7月全国28省区市平均每度电0.7元左右的峰谷电价差，刚能勉强达到盈亏平衡线。 但考虑到一些配储项目仍按常规新能源电站方式调度，很多储能处于闲置的境地。这也会严重影响储能的盈利能力。 国家发改委数据显示，2021年投运的储能电站整体运营时段平均利用小时数只有483小时。 03 参与电力辅助服务 只是通过电价波动来实现盈利，模式还是非常单一。未来储能还应该更多参与电力辅助服务，才有更大的盈利空间。 目前的储能大多与发电机组联合，用于改善电源的性能，尤其是促进新能源消纳。但储能如何参与电网调度、如何参与辅助服务市场的规则不明确，盈利渠道有限，这导致储能利用率较低，甚至出现储能设备“晒太阳”的情况。 中国储能网2022年6月报道，多数新能源建设单位将储能视作“包袱”，在设备采购阶段，采取“最低价”中标方式压缩采购成本，忽略产品安全和性能，在建设阶段，不考虑储能参与电力市场的接口设计，投产后也大多将储能空置“晒太阳”。 国家有必要明确新能源配储参与市场的规则，打开辅助服务市场的大门。 电力辅助服务是参与主体为维护电力系统安全稳定运行，保证电能质量，在除了正常电能生产、传输、使用之外，响应电力调度指令所提供的服务。 根据国家能源局统计，目前中国电力辅助服务费用约占全社会总电费的1.5%，约750亿元左右。国海证券估算，到2025年辅助市场规模可占全社会总电费的3%，约1710亿元。 2021年12月21日，国家能源局修订发布了《电力辅助服务管理办法》，扩大了辅助服务提供的主体。此前的主体只是并网发电厂，但修订后，新型储能、自备电厂、传统高载能工业负荷、工商业可中断负荷、电动汽车充电网络、聚合商、虚拟电厂，也都被认定为辅助服务提供的主体。 这意味着新型储能将在原有运营模式基础上，进一步探索聚合商、共享储能、虚拟电厂等模式，丰富市场参与方式和运营模式。

储能爆发增长遭遇“强配”瓶颈 共享储能或是破解之道 随着风光等新能源的大幅增长，近年来，储能也跟着呈现爆发式增长态势。国际国内市场需求都持续旺盛。 中泰证券数据显示，9月36个国内新型储能项目开标，总容量6.05GWh，总功率2.63GW。欧洲市场方面，东吴证券10月16日报告指出，欧洲户储仍具备超强经济性，且欧洲2023年居民端电价预计将有显著提升，欧洲户储订单普遍已排至明年4月。 据高工锂电预测，到2025年，全球储能电池出货量将逼近500GWh，到2030年，储能电池出货量有望达到2300GWh，市场规模将超3万亿元。各大电池企业加速扩张储能电池产能，连黑芝麻、龙净环保等公司也“豪掷千金”跨界储能赛道。 在政策的助推下，构建“新能源+储能”的应用模式，已经成为解决新能源消纳问题的重要手段之一，从国家到地方，陆续出台多个鼓励政策，储能行业今年加速发展，储能项目数量激增。据《中国能源报》报道，受电池供不应求的影响，目前部分储能企业已经暂停接单，出现“电池荒”。 储能“停单”的焦虑更多源于锂离子电池供应。由于率先实现产业化，锂离子电池在储能赛道中占据了主流地位。 在实际运行中，新能源场站内配置储能的模式，弊端逐步凸显， “共享储能”凭借其创新的商业模式，对电源侧、电网侧、用户侧储能资源进行整合，推动行业和产业的相互促进与发展。多省推出共享储能政策，共享储能租赁也实现了“零”的突破。 01 共享储能电站-用户-运营商 国家发展改革委、国家能源局等五部门早在2017年印发的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》中，就明确提出，储能是智能电网、可再生能源高占比能源系统、“互联网+”智慧能源的重要组成部分和关键支撑技术。 所以，储能的装机体量和装机节奏与新能源装机密切相关。 2019年以来，各地方政府陆续采用行政命令方式要求新能源强配储能，2020年，全国先后有17个省市区出台了相关政策，而进入2021年以来，至今已有20个省市区提出了“风光储一体化”。 各地统一要求“强配”储能，主要是为了解决风光难以消纳的问题。 但新能源强配储能造成社会投资浪费。根据国家发改委数据显示，2021年投运的储能电站整体运营时段平均利用小时数只有483小时，配置储能的新能源电站仍按常规新能源电站方式调度。 某光伏开发企业董事长为自己算了一笔账：建一个光伏电站，比较理想的情况下，“收益率能达到10％就已经不错了”，大约需要10年来收回成本；如果再配上20％的储能，投资成本会再增加10％~20％，收益率降到了6％~7％。 为了解决强配储能使用率不高、投资回报率下降问题，市场推出了“共享储能”的概念和商业模式。 “共享储能”概念最早由青海省于2018年提出，青海省将共享储能的充放电模式由每日“一充一放”调整为“多充多放”，通过提高储能电站利用率来实现经济收益。 “共享储能”是指由第三方投资建设的集中式大型独立储能电站，除了满足自身电站需求外，也为其它新能源电站提供服务。它将原本仅服务于单一个体的储能服务于多个个体，通过科学地协调控制，为用户提供有效服务。 总的来说，共享储能就是一个大型储能站，将原本新能源发电侧需要强配的储能，以向共享储能电站购买一定比例储能容量的形式，按年支付租金来实现。 2021年以来，山东、湖南、浙江、内蒙等多个省份陆续出台了储能建设指导意见，鼓励投资建设共享（独立）储能电站，研究建立电网替代性储能设施的成本疏导机制，采用政策倾斜的方式激励配套建设或共享模式落实新型储能的新能源发电项目，共享储能概念得到进一步推广和外延。 共享储能电站服务主要是为经运营商向用户出售电能。共享储能电站收入主要来源于经运营商向新能源电站收取的租赁费，这也是目前大部分独立共享储能电站最主要的收益来源。 共享储能还能通过与新能源电站进行双边竞价或协商交易，购买新能源电站可能被弃掉的风或弃光电能充电，降低新能源电站弃电率，实现双方利益共享和分摊。这主要在青海等新能源消纳形势严峻的省份应用为主。 在电力现货试点省份，共享储能电站通过参与电力现货电能量市场，实现峰谷价差盈利。山东已经开始试行。 通过单边调用，参与电力辅助服务，储能电站获取调峰、调频辅助服务费等，这主要以山东、青海、甘肃等省份为主。 02 共享储能或将迎来快速发展 据东吴证券研报，2022年储能电池和储能逆变器涨价，带来储能价格上涨。涨价后光储电站收益率将下降2-3%，所以强制配储要求下刺激储能租赁模式—共享储能的出现。 独立/共享储能具备规模化降本优势，可通过租赁调峰能力和参与辅助服务或电力市场交易获得收益，其是当前市场下储能盈利的很好的模式，或在国内成为主流。 目前国内市场山东、湖南、青海等地在共享储能政策和实施方面先行先试。以山东为例，根据其《关于开展储能示范应用的实施意见》，山东共享储能电站可以享有容量租赁、辅助服务、优先发电权交易，这三种收益叠加，根据国网山东省电力公司经济技术研究院测算，叠加三重收益后，共享储能电站年收入约为7600万元，具备了初步商业价值。 此外，独立储能9月开标规模超过新能源配储。据中泰证券研报数据，9月国内36个国内新型储能项目开标，总容量6.05GWh，总功率2.63GW，平均中标单价2.11元/Wh。按项目类别划分，其中独立储能项目11个，容量占比57.03%；新能源配储项目24个，容量占比42.48%，独立储能9月开标规模已经超过新能源配储。 相关业内专家表示，用户侧共享储能的实践体现了三个层面的价值，一是实现了不同用户之间的电力容量共享；二是通过为电网侧提供辅助服务获得稳定收益，验证了储能商业化模式的可行性。第三共享储能在实现绿电消纳的同时助力降低风光电站业主的开发成本。 海外储能方面，华鑫证券表示，在2023年IRA新政生效、东南亚光伏关税取消两年等政策背景下，今年下半年到明年美国储能市场有望持续突破装机记录。 当前，共享储能电站已经成为我国储能应用的主要形式，未来结合退役火电机组现有站址、变电站空闲土地、新能源汇集站、电站关键节点等建设的共享储能电站将为电力系统安全稳定运行发挥重要作用。

抽水蓄能，是指在用电低谷时，利用风电、光电等清洁能源将水抽到山上，在用电高峰时再放水发电。这个转化过程解决了一直以来电能难以储存的难题，因此，抽水蓄能电站也可以称得上是超级“充电宝”。当前我国的单个抽水蓄能电站装机容量以及全国装机总量均位居全球首位。 我国建设全球最大规模抽水蓄能电站 成超级新能源“充电宝” 河北丰宁抽水蓄能电站是全球最大装机的抽水蓄能电站，总装机容量360万千瓦，总投资超过了192亿元，共安装12台抽水蓄能发电机组。 丰宁抽水蓄能电站就是在山上、山下分别建设水库，通过电网调度，在用电低谷时，利用富余的风电、光伏电能把水抽到山上，在用电高峰时，放水发电，不仅把富余的清洁能源存了起来，还是电力系统的稳定器、调节器和平衡器。 在安徽金寨抽水蓄能电站，截至10月26日，累计发电量近1.6亿度。 截至目前，国家电网经营区，在建在运抽水蓄能电站70座、装机8524万千瓦，分别是2012年的3.2倍、4.1倍。预计到2030年装机容量将达到1亿千瓦。 抽水蓄能行业爆发式增长 关键核心装备升级加速 国内抽水蓄能电站项目在加快建设，这也带动了相关设备制造产业的发展。积极扩充产能的同时，抽水蓄能设备的制造技术也在向智能、高效的方向加速升级。 在国内的一家大型抽水蓄能装备制造企业，工作人员正在进行抽水蓄能机组核心部件座环的生产，它的总重超过194吨，最大回转半径达15.8米。今年，像这种大型设备的订单量快速增加。 抽水蓄能装备订单的快速增加，也在加速关键技术的创新，在国内首个抽水蓄能装备的数字装配中心，工作人员正在对抽水蓄能重要设备进行数字化装配，就是用虚拟制造技术，来判定产品装配质量，用数字装配代替实物装配。 为了更好地适应新能源的波动性和间歇性，相关企业正在研发变速抽蓄机组，关键核心技术研究已基本完成，这也将形成一个总规模在150亿元左右的市场。 国内抽水蓄能电站建设提速 每年带动投资600亿元 为了推进抽水蓄能电站的建设，目前国家已经出台了抽水蓄能电站的电价政策，保障了合理收益，而抽水蓄能电站的加速建设，也将为上下游产业链带来更加显著的拉动效应。 广东梅州抽水蓄能电站一期工程在今年5月全面投产发电，目前执行的是两部制电价，包括容量电价和电量电价，也就是按电站容量核算固定收入和按抽发电量核算变动收入，这两部分的收益加起来构成了抽水蓄能电站的主要收入。 有了稳定的电费收入来源，各个地方正在加快储备抽水蓄能项目站址，为下一步大规模建设做准备。 南网储能公司战略规划部总经理 彭潜：在南方地区的储备站址接近30个，装机总容量超过3500万千瓦，预计到2030年投资将超过2000亿元。站址主要分布在珠三角、粤西沿海、广西南宁等用电负荷集中、新能源接入旺盛的地方。 国家能源局发布的《抽水蓄能中长期规划》任务目标明确提出：到2030年，要投产抽水蓄能总规模1.2亿千瓦左右，到2035年我国抽水蓄能总装机规模将达到3亿千瓦。据测算，一个装机容量为120万千瓦的抽水蓄能电站总投资约80亿元。 这样可以带动全社会每年平均超过600亿元以上的直接投资，从抽水蓄能中长期规划来看，我们有装机规模4.2亿千瓦的重点项目，还有超过3亿千瓦的储备项目，同时仍有不少地区在积极推动后续的项目。