大型储能成为最优解——把风和光存下来 1、新能源发展浩浩荡荡，燃眉之急由谁解？ 过去十余年，我国的能源转型取得了全球瞩目的成绩。根据国家能源局数据，截至2021年，我国风光累计装机容量占比达到26.7%，风光发电量占比11.7%。展望未来，新能源发电占比还将持续提升，直至成为主要电力来源，而传统火电慢慢退居二线，终极角色是作为调峰和补充产能。 但在新旧能源角色互换过程中，新能源的消纳问题成为其继续发力向上的主要障碍。 众所周知，风电、光伏是间歇性能源，容易受到气候天气影响，是典型的“靠天吃饭”。一旦遭遇极端天气，新能源出力的不确定性容易导致局部时段的缺电问题。 不管是2021年的全国大范围拉闸限电，还是2022年夏季的错峰用电，缺电问题都严重影响了经济发展和居民生活。背后的本质就是新能源替代传统能源的过程中，新能源的并网消纳出现问题。 另一方面，光伏、风电的出力高峰往往与用电需求不一致，随着更多新能源接入电网，将给电力系统带来较大的冲击，严重时候会导致电网频率崩溃，造成大面积停电。 根据全球能源互联网发展合作组织研究数据，当新能源的渗透率由20%向上提升将会造成电力系统净负荷的波动幅度陡增，给电网的安全性带来挑战。以山西省为例，作为新能源装机大省，山西近年来火电机组一次调频次数已上升至每日数百次之多。 那么该如何解决，具体方法其实大家现在都已经知道了，就是配套储能。 首先，新能源发电侧配置储能可以平衡新能源的随机性和波动性，从而有效避免当新能源出力下降，或用电负荷升高时因发电容量不足引发停电问题。比如风光储一体化工程。 其次，在电网上配置储能，相当于增加了“缓冲器”，可以有效保障发电端和用电端动态平衡。 最后，随着火电等传统可调节电力的占比不断降低，需要引入储能作为新的调节能力来源，从而加强电力系统的灵活性。 不过，目前储能的装机速度还远远赶不上可再生能源发展的速度，仍然存在明显的缺口。并且，我们正处于电气化深化的时代，未来电气化的场景将会越来越丰富。根据全球能源互联网发展合作组织预测，到2060年，电能占终端用能的比重有望达到66%。 浓缩成一句话，光伏、风电份额的不断增加，储能不仅仅是新能源发展的重要前提，还将深入参与能源转型过程，成为电力系统的关键组成部分。 2、为什么是大型储能？ 按照《“十四五”可再生能源发展规划》，到2030年，我国风电、光伏总装机容量将达到12亿千瓦以上。面对如此大规模新能源的接入，电网消纳压力可想而知，电力系统迫切需要大型储能来解决新能源消纳问题，以提高电力系统和能源系统的安全性和稳定性。 何谓大型储能？顾名思义是指功率和容量较大的储能。根据国标《电化学储能电站设计规范》，大型储能电站定义为功率30MW且容量30MWh及以上的储能电站。 储能主要应用场景涵盖发电侧（风电场、光伏电站、传统电站等）、电网侧（电网公司等）与用电侧（家庭、工商业等）。而大型储能更多的应用于发电侧和电网侧。

2022年的有色金属行业，可谓是“有锂走遍天下，无锂寸步难行”。 在超预期的新能源汽车消费量刺激下，作为动力电池包核心原材料的碳酸锂和氢氧化锂价格用一飞冲天来形容都有些保守，长期价格维持在每吨5万元的碳酸锂，2022年价格最高的时候接近60万元。在这种价格大跃进的气氛下，掌控世界65%锂储量的南美“锂佩克”呼之欲出。锂电池回收也是从这个时刻开始成为市场挖掘的热点，当然还有锂电池的平替—钠离子电池。飘风不终朝，骤雨不终日。下游新能源汽车市场销量增速的放缓扭转了市场对锂需求的预期，锂的价格从2022年11月份高点之后也开始一路向下。锂电池回收连带着钠离子电池都成了明日黄花，从当红炸子鸡变成伤仲永。 锂的价格，在2022年已经高到了压抑需求的程度了。从历史看，一般价格也就在每吨5万元上下，在绝大部分时间都没有碰到过每吨20万元的高价。以一辆60度电的纯电车型为例，2022年哪怕是磷酸铁锂电池，价格也要在6万元左右，基本上占到了一辆车车价的30%-40%，整车物料成本的二分之一。碳酸锂从每吨10万元涨到50万元，带来的电池成本增加就是1.44万元。这对绝大部分单车净利润连1万元都不到的新能源车企，压力之大可想而知。 从锂的需求看，动力电池和储能的市场空间有足够的空间给资本市场发挥，只不过，这一切都不是建立在碳酸锂50万每吨的基础上。从动力电池终局的角度测算，目前世界汽车年产量8000万辆，汽车保有量大约为10亿辆，全部完成电动化之后对应的碳酸锂每年的需求是288万吨，累计保有量大约3600万吨，中国地质调查局全球矿产资源战略研究中心发布的评估报告，截至2020年底全球锂矿评估储量折合碳酸锂大概就有1.28亿吨，锂并不稀缺。而且关键的是，锂跟石油不同，是可再生资源，锂动力电池的寿命大概在6-8年，这意味着当电动车销量稳定之后，对锂的需求可以降到近乎为零，只需要通过回收就可以解决锂的来源问题。更何况，终局也不可能是锂一统天下，氢能、钠离子电池都会有自己的一席之地。锂的价格上限，自有其玻璃天花板。实际上，中国锂资源的龙头赣锋锂业股价的高点出现在2021年9月，随后就出现了锂价上行，股价下行的背离走势，显然市场也并不认为碳酸锂的价格可以长期维持在超过20万元每吨的高位。 锂价下跌对锂电池回收行业的影响可谓是立竿见影，就连券商吆喝的声音都小了很多，有几家研究所定期更新的电池回收周报或者月报，在2023年初也悄悄的断了更新，就像从来没有发生过一样。锂价的波动，是锂电池回收行业周期性的体现。过度的关注周期反而会使我们忽视了这个行业的长期成长性，实际上，锂电池回收行业是一条真正的长周期景气赛道。 02锂电池回收行业的长期成长性 哪怕是在锂价高涨的时候，锂电池回收行业也并没有赚到钱，因为成本也起得飞快。锂电池回收，就是从整车厂或者二手回收商那里收购废旧电池，通过物理或者化学工艺，提取能够继续使用的材料，再进行二次销售。锂电池回收行业的核心指标是折扣系数。以三元锂电池为例，废旧电池的定价是在上海有色网镍、钴等价格的基础上，乘以一定的系数，有意思的是，因为锂不参与定价，所以折扣系数的波动很大。一般来说，这个系数在100%以下，但当锂价飞涨的时候，折扣系数就会远超100%。超过100%也没关系，只要碳酸锂价格还在高位，回收就能赚钱。可是中国市场的价格传导太快了，投机者一哄而上，平常年份磷酸铁锂废料的报价只有4000块一吨，进入2022年就直接4万元起跳，大批动力电池企业在锂价低位的时候活得好好的，锂价高位的时候反而面临无米下锅的窘境了。锂电池回收行业，是一个周期成长性行业，既有因为回收材料价格波动所带来的周期性，又有新能源取代燃油车动力电池报废量不断攀升所带来的成长性。 中国新能源汽车的发展完全是台阶式的，超出了最初哪怕是最乐观的预期。按照2020年10月印发的《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》，到2025年，“新能源汽车新车销售量达到汽车新车销售总量的20%左右”，实际上这个目标在2022年就已经完成了，2025年市场已经预期渗透率50%的目标了。 锂电池回收总量的节奏取决于6-8年前新能源的销量情况。按照动力电池6-8年的寿命，目前报废的电池主要来自于2017年及在此之前上路的新能源汽车，其中很大一部分还是商用车尤其是公交车。鉴于2018-2020这三年新能源汽车销量的原地踏步，动力电池回收的高增长可能要到2026年以后。但是哪怕回收量可能会停滞一段时间，新能源汽车销量这条陡峭的向上曲线，也足以让任何一个投资人热血沸腾了。 如果我们把锂电池的下游消费电子、储能也加起来，就得到了上面这张总表，与新能源汽车销量的走势基本一致，因为从2021年开始，新能源汽车所用的动力电池已经超过了整个锂电池需求的三分之二，成为决定性的影响因素。 但是回收这个行业，就像挂在驴子前面的胡萝卜一样，看着挺美，却永远吃不到。上一个例子是汽车报废拆解。按照公安部的数据，2022年中国汽车保有量是3.19亿，考虑到中国汽车销量在2009年就已经迈上千万大关，2017年已经达峰，现在每年报废的量应该在千万辆级别，可2021年进入正规渠道报废拆解的汽车只有238.6万辆，也就是说可能只有不到20%的报废车进入拆解领域。这其中的问题就是正规的拆解企业给的价格太低。按照正常的报废拆解流程，回收企业最后得到的是钢铁、有色金属、塑料、橡胶、玻璃这些原材料，总体价值量并不高。而一般来说，一辆汽车的核心价值是五大总成，包括发动机、变速箱、前桥、后桥和车架，拆车下来的这五大总成，性价比显然远高于新件，更要远高于直接卖废料。 所以，虽然资本市场在汽车报废拆解上讲了一轮轮的故事，但是这个梦想从来就没有兑现过。直到今天，汽车报废拆解全产业链的龙头天奇股份，市值还不到60亿，TTM市盈率还不到25倍。这个市值和估值，明显是没有想象力在里面的。 03为什么锂电池回收真的有市场 我们凭什么就能断定，锂电池作为汽车整车的一部分，不会走上以往汽车报废拆解的老路呢？因为电池的化学属性及在整车中具有的特殊地位，决定了锂电池回收是汽车产业链中不可或缺的一环，而不是像汽车报废拆解一样，作为可有可无的附件。 在目前的技术条件下，汽车动力锂电池的寿命是一个玄学，而且可能很长一段时间都无法完全预测。宁德时代的曾毓群在一次公开访谈中说道，“电化学的世界就像能量魔方，未知远大于已知”。偏偏新能源汽车厂商为了给自己的客户吃下定心丸，纷纷对三电系统给出了高标准的质保条件。特斯拉一般是单电机后轮驱动版八年或十六万公里，双电机四驱版八年或十九点二万公里，比亚迪则是三电系统终身保修，虽然限定条件略多了点，但也足够有诚意。 那问题就来了，我们都知道新能源汽车销量真正的拐点是在2021年，这一年的2月，彼时的比亚迪连“比三万”都算不上，月销量才刚刚超过2万辆，按照我们现在预计的动力电池6-8年的寿命，一直到2027年，特斯拉或者说比亚迪们，才会真正迎来电池售后的压力。 安不忘危，存不忘亡。如果电池售后所带来的压力给到特斯拉比亚迪们，特斯拉先不说，按照比亚迪现在单车刚刚超过1万块的净利润，他有多少家底能撑过这一波报废高峰期呢？ 动力电池在整车价值量中占比实在是太高了。按照单车60度电计算，哪怕是便宜的磷酸铁锂电池，以2022年的价格，也要6万块，假如6年后比亚迪大量的电动车需要更换电池，比亚迪需要怎么处理这么一大笔费用呢？ 燃油车时代，售后服务维修是4S店的重要收入来源，是创收。而新能源时代，电池的售后问题就成了厂家的负担。 对于整车厂来说，他们别无选择，只能将电池纳入全生命周期的管理中来，这其中就必然包含了回收。 整车厂一开始就要从开发、生产、使用和回收四个维度，对锂动力电池进行全生命周期的管理。这么写特别像躺平的打工人照本宣科念PPT，我提一点大家就理解了。为了降低电池更换可能产生的费用，整车厂从电池设计的时候，就要考虑到后续的回收，比如说，尽量增加可以回收利用的部分，未来报废的电池可能直接拉回到电池车间，不需要太多的流程就可以直接再装车，可想而知这对整车厂之间的相对竞争力贡献有多大。这其中还有一个问题，就是独立的第三方电池厂，比如宁德时代，他的市场定位在哪里？ 就在不久前的2023年1月30日，宁德时代发布公告，旗下子公司广东邦普要在佛山投资不超过238亿元建设50万吨级的废旧电池材料回收项目，这大大提振了因为锂价下跌而沉寂多时的锂电池回收行业。 燃油车时代，每一个主流燃油车品牌，都会自制发动机。电池作为新能源汽车最核心的零部件，有没有可能跳出燃油车时代的窠臼，独立的第三方供应商出现在终局呢？就目前的情况来看，30万以上的高端车型销量不大，自建电池厂的性价比不高，可以依靠第三方电池供应商。但对于占据了整个乘用车市场50%份额的10-20万的主流价位段，性价比就是生命线，这种可能性显然不大。或者说，依靠第三方供应电池包的厂商，在10-20万价位段活不到终局。 04锂电池回收产业链 目前，锂电池回收的产业链可以分为梯次利用和报废回收两个环节。梯次利用的核心一开始就掌握在整车厂或者电池厂手中。所谓梯次利用，就是对电池轻度报废基础上的重复再利用。厂家需要对性能下降，不符合动力电池标准的电池包进行拆解筛分重组，最后进行系统集成，然后用在一些对能量密度要求不高的领域。我们可以发现，这个过程需要检测、重组以及集成的能力，相当于整个电池制造的后道流程，除了电池厂和整车厂，一般的公司很难有长期竞争力。连梯次利用都做不到的电池最后只能报废拆解。这其中也可以分为两个流程，一个是预处理，这基本上是机械物理的流程，破碎拆解分类，物流流程之后就是一系列的化学冶金过程。预处理过程主要参与的是设备类公司，比如浙矿股份，冶金过程则参与者众多，竞争激烈，除了电池厂比如隶属于宁德时代的邦普循环，传统的废旧材料回收企业以及有色企业也纷纷投入到这个前景看好的细分行业中，试图分一杯羹。冶金过程的核心指标是回收率。目前主流的回收企业镍钴锰等的回收率都可以做到98%的标准，锂的回收率目前看只能做到85%，后续还有很大的提升空间，但既然是冶炼，这其中不太可能有特别难以攻克的技术难关，无非就是时间和效率问题。 关于锂电池产业链网上可以找到很多的报告，也非常全面，我们就不再在细节上雕花了。我们重点解决一个问题，那就是，从终局的角度看，那些细分环节具有真正的成长性。在锂电池的全生命周期中，由于整车厂承担了大部分的保修任务，理所当然会对拆换下来的锂电池具有处理的权力，这就决定了整车厂控制了锂电池回收行业的牛鼻子——材料的来源。在锂电池的回收过程中，整车厂会在第一步梯次利用中取得主导地位，因为这个过程基本相当于电池制造的后道程序，熟悉电池制造流程的整车厂显然在技术上是有优势的。当动力电池无法梯次利用之后，就进入了报废回收环节。预处理流程比较标准，主要受益方是设备公司。后面的冶金流程涉及到专业的冶金过程，整车厂深度参与的意义不大，即使是比亚迪，深度参与到电池生产的方方面面，也不会自己下场去生产碳酸锂等原材料。整车厂需要跟一个拥有一定技术水平的冶金公司合作，整车厂提供废旧电池，并为配套的冶金公司提供指导，由冶金公司进行回收工作。 综上，我们可以得出结论，锂电池回收行业的长期成长性，体现在上市公司是否能够跟现有的整车厂建立长期合作关系上。锂电池回收行业可见的未来，就是成为附着于整车厂的汽车产业链的一个环节，除此之外，实现长期成长的概率不大。不管现有的这些企业，目前市占率多高，技术水平多么优秀，脱离了整车厂，都很难有长期的增长潜力。

新能源车企开启“以价换量”模式 今年以来，碳酸锂价格一直“跌跌不休”。上海有色网3月1日公布的数据显示，部分锂电材料报价继续下跌，电池级碳酸锂跌1万元/吨，均价报38.05万元/吨，而这距离近60万元/吨的历史高位仅仅过去了3个月。 据了解，受近几年上游锂电原材料价格高位震荡影响，产业链利润重心明显上移，下游新能源车企在巨大的成本压力下普遍处于亏损状态。业内人士认为，近期碳酸锂价格下跌将带动动力电池成本下降，不仅车企盈利有望得以缓解，也将为整车降价腾出空间。预计今年新能源汽车产业链或进入“以价换量”阶段。 材料端价格全线走低 在经历几轮价格疯涨后，碳酸锂价格于去年12月上旬起出现明显松动。2023年开年以来，国内碳酸锂价格跌势不改，据上海钢联的数据，2月22日，工业级碳酸锂的均价今年首次跌穿40万元/吨大关至39.5万元/吨，重新回到2022年年初的水平。同时，电池级碳酸锂的价格也在不断下探。 得益于上游原材料成本的不断下降，电芯成本也随之下降。有机构数据显示，2月中旬，磷酸铁锂电芯成本回落至0.53元/KWh，三元电芯成本回落至0.73元/KWh以下。前两年原材料涨价幅度非常不合理。现在价格下探，一方面是由于今年新能源汽车市场增速放缓，市场需求降低；另一方面，以前碳酸锂主要依靠进口，这两年国内锂矿开采加速，供给增加了，供需关系改善后价格自然就下来了。 锂电材料价格全线走低也将进一步改善中下游企业的盈利状况。对于动力电池企业而言，上游原材料价格普遍下跌可使电池成本压力稍获缓解，产品降价也已箭在弦上。天奇股份在互动平台上表示，近期碳酸锂价格持续下跌，带动销售价格下跌，同时也促使贸易商加速出货，拉动采购系数下行，采购成本随之下降。 不过，业内人士普遍认为，碳酸锂价格目前仍未探底。碳酸锂价格回调对产业链中下游环节的发展都是有利的。现在，碳酸锂价格的确太高了，哪怕降一半也依然很高。后续价格肯定还会继续往下走，虽然很难回到涨前的价格，但是回归到一、二十万应该算是比较正常的。 车企迎来盈利修复期 锂电原材料价格的下滑不仅利好电池企业，也将为下游车企带来久违的盈利修复期。据了解，对于新能源车企而言，近几年高企的原材料成本不断挤压其利润空间，如今碳酸锂启动降价，意味着生产成本压力大幅下降，有望实现业绩修复，可谓“久旱逢甘霖”。上游原材料价格持续走低，产业链的利润分配将开始趋于合理，车企的盈利压力也会在一定程度上得到缓解。值得注意的是，上游原材料价格下跌、供需关系的逆转也让市场格局发生微妙变化。此前由于电池供应形势紧张，电池厂拥有强势的话语权，而随着供需情况逆转，电池厂开始主动让利，针对部分车企推出长期合作计划。 亿纬锂能近日就表示，目前，下游客户基本上还处于尚未盈利的状态，作为主要供应商，公司会在战略上给予一定支持，在利润上部分让利下游。另有消息称，宁德时代近期也在向车企主动推行“锂矿返利”计划，通过让利锁定车企的长期订单。虽然宁德时代官方目前仍未对此作出回应，但市场却持续热议。 在业内人士看来，宁德时代作为龙头企业一向拥有强势的话语权，此番主动推行降价除受原材料价格下跌影响外，也是为了占领更多市场份额。新能源车企现在都开始去投资一些二线电池供应商，意在培养一些电池领域的竞争对手，让头部电池企业的话语权降下来，从而回归到以前的商务谈判中的甲方位置。电池企业在这种形势下推出一些让利计划，希望跟车企长期绑定，来维护其市场份额也在情理之中。 降价或成今年主旋律 另有观点指出，锂电原材料价格不断下跌或是新能源汽车大面积降价的先兆。自今年1月特斯拉率先拉开降价潮序幕后，小鹏、零跑、飞凡汽车等品牌均已官宣下调旗下部分车型售价。 在业内人士看来，上述做法并不意味着车企放弃了利润，而是原材料价格变动为车企打开了一部分降价空间。汽车技术不断革新，新技术出现后，过两年同一车型的售价就会降，这是行业的普遍规律。今年年初的降价潮一方面受电池原材料降价影响；另一方面，目前整个新能源汽车的产能是严重过剩的，比如大部分二三线车企每年的销量都小于1万辆，但产能规划都是15万辆、30万辆，所以产能利用率很低。而提高产能利用率、增加销量、增加市场份额最直接的办法就是降价。今年内，电动汽车的成本会有一定的下降。所以，新能源车企降价或许会成为今年的常态。 另有业内人士提醒，碳酸锂价格下跌短期内有助于新能源车企降低生产成本、扩大规模，但长期来看，车企想提高市场竞争力，仍要依靠科技创新。新能源车企今年一方面要把握准市场的需求，以消费者需求作为导向来设计新能源汽车；另一方面，要开发出创新且具备竞争力的产品投放到市场。

通信储能锂电池前景广阔 近日，多个省市公布2023年5G基站建设计划，其中，北京、上海、深圳将分别新增5G基站1万个，成都新建5G基站1.5万个，安徽将新增5G基站2.5万个……研究机构EVTank联合伊维经济研究院共同发布的《中国通信基站储能行业发展白皮书（2023年）》指出，2022年，中国通信基站用储能锂离子电池出货量同比增长17.4%，占通信基站用储能电池的比例已经超过60%，替代铅酸电池的趋势越来越明显。业内人士普遍认为，随着通信技术快速迭代，未来通信储能锂电池市场空间将进一步打开。 ●5G基站储能电池需更新换代● 据了解，通信储能主要用于4G、5G等通讯基站的备用电源。工信部的最新数据显示，目前，我国5G基站总量已达到231.2万个，全球占比超过60%。 2022年12月，深圳虚拟电厂管理中心与中国铁塔、中国电信、中国移动、中国联通、华为数字能源等单位签订虚拟电厂建设合作协议，将合力推动深圳5G基站储能系统建设，到2023年全部接入该中心，为保障能源电力系统安全提供快速、灵活的调节能力。 高工锂电指出，过去，通信基站备电储能主要为铅蓄电池，但其对环境存在污染，且体积大、能量密度低，无法满足5G基站等新一代通信技术的应用需求。 EVTank预计，在2030年之前，中国通信基站储能电池的累计市场需求量将达到142.7GWh，累计市场规模将达到840亿元，从储能电池技术路线来看，锂离子电池将占据80%以上的市场份额。 ●价格波动影响较大● 在锂离子电池中，性价比更高的磷酸铁锂电池如今备受通信基站青睐。1月5日，中国移动发布公告称，启动2022-2024年通信用磷酸铁锂电池产品第一批次集中采购，预估采购规模为5.56亿Ah。中国铁塔于2022年7月公示，2022-2023年备电用磷酸铁锂电池集中招标采购规模预估量为4.0GWh，为历年采购规模最大的一次。 不过，2022年，电池原材料价格大幅上涨直接拉高了通信储能电池的成本。仅从2022年中国铁塔采购磷酸铁锂电池的价格来看，磷酸铁锂电池价格自2021年2月起直线上涨，2022年7月15日开标的平均价格，较2021年2月中国铁塔与中国电信备电用磷酸铁锂电池集采平均价格上涨了96%，翻了近一倍。 通信储能电池对上游原材料价格波动较为敏感，由此也导致2022年通信基站储能锂电池市场走弱。高工产业研究院的数据显示，2022年，通信储能电池出货量为9GWh，同比下降25%。 基站用电池对产品性能要求并不像电动汽车所用的动力电池那么高，它相当于备用电源，还会使用一些经过梯次利用的电池。对于企业而言，价格当然是越便宜越好，所以，去年锂电池价格上涨后，通信储能对于锂电池的采购需求也随之减弱。今年采购锂电池作为5G基站电池仍是主流，锂电池替代铅酸电池在5G基站中应用已是大趋势。同时，从2022年年底开始，电池原材料价格在逐渐下滑，目前基站储能锂电池的成本也随之逐渐降低。 ●开拓渠道成关键● EVTank预计，除了传统的铅酸电池，包括钠离子电池和燃料电池等在内的新电池技术也将逐步在通信基站储能中得到应用。 燃料电池性能较好，但还面临技术、成本等问题，还不能在通信储能领域大规模推广；钠离子电池的成本优势则有待进一步挖掘。未来，随着二者成本进一步下降，将非常适宜应用在通信储能领域。 目前，雄韬股份、南都电源、中天科技、海四达等企业纷纷进入通信储能电池领域的竞争赛道。对于未来更多企业入局通信储能领域，相关企业在电池技术升级上不存在太多难题，而开拓渠道则需要一定时间。新入局的企业首先要将渠道打通。目前，做基站储能电池的企业其实好多以前都在铅酸电池领域，此前跟三大通信运营商以及铁塔、中兴、华为等企业的合作关系都已经较为深入。 此外，对于通信产业相关公司进一步延伸至其他储能应用，国信证券的研报指出，随着5G等高功耗应用的发展，磷酸铁锂电池在通信场景中得到一定的普及，从应用上看，企业在高稳定性能力上具有较高的技术积累储备，核心是解决循环次数、充放电的一致性等要求，新场景的应用有助于企业打造新的业绩弹性。

2023年两会中的储能：建立储能价格机制 加强储能技术创新 今年两会期间，多位代表、委员热议储能产业高质量发展，就建立储能价格机制、加强储能技术创新、提高储能系统安全性 、储能配套设备保障给出建议和方案。 全国人大代表、美的集团副总裁兼首席财务官钟铮： 要建立新型储能共享传统抽水蓄能容量电费机制及探索储能辅助服务盈利模式、建立储能碳积分制度，出台金融支持和财税减免政策，激励新型储能技术创新，解决共性技术难题，而且要统筹锂资源开发，稳定市场价格。 全国政协常委、正泰集团董事长南存辉： 建立储能等灵活性资源市场化交易机制和价格形成机制，鼓励储能直接参与市场交易，通过市场机制实现盈利，激发市场活力。 全国人大代表、阳光电源董事长曹仁贤： 从核定新建光伏电站保障性收购价格、进一步加快推进绿电交易市场两方面入手，尽快完善光伏发电价格形成机制。与此同时，发电侧储能应将储能成本纳入光伏电站保障性收购价格的成本核算中，电网侧储能应参照成本加合理收益的办法核定调峰、调频服务价格和利用率，以此尽快建立光伏电站储能系统价格机制，缓解因储能系统成本疏导机制缺位而导致电站投资回报率急剧下降的问题。 全国政协委员、中国华能集团有限公司党组书记、董事长舒印彪： 建设“共享储能”，通过电网系统统一调度，实现储能在不同新能源场站间共享使用，所得收益按参建企业投资比例分配，并整合产学研用资源，加快突破高能量密度、高安全、低成本和长周期存储等关键技术。 全国政协委员、哈电集团党委书记、董事长曹志安： 立项开展关键技术开发与标准制定，国家层面充分利用抽水蓄能发展的良好时机，建立重大科技项目与标准化工作联动机制，增强国际标准话语权，加快主导制定或完善水电行业国际标准以及国内标准国际化，大力推进中外标准互认。 全国政协委员、中国工程院院士潘复生： 加大对颠覆性前沿性新一代储能材料与装备技术的开发投入，特别是要高度重视具有战略意义的镁储能材料的开发应用。潘复生表示，要着重解决传统储能存在的瓶颈问题，发展安全性高、成本低、环境友好的新型储能材料与装备，重点应发展固态氢储运、新材料管道运输等新一代储运氢技术、镁电池、钠电池、固态锂电池等新一代电池材料及系统。 05 提高储能系统安全性 全国人大代表、国家电网东北分部党委书记、副主任石玉东： 加快制定和完善电化学储能电站消防相关标准，及时总结现有储能电站并网运行经验，针对暴露出的问题进行标准化体系建设，健全储能电站并网及运行安全检测管理相关规定，从本体、设计、运行等方面全链条提升储能电站安全性。 全国人大代表、乐山太阳能研究院院长姜希猛： 尽快出台储能电站建设运维安全指引标准，完善电化学储能电池系统热失控发生前预警、事故时保护机制、事故后防扩散技术要求，指导国内储能电站安全体系建立，降低储能电站失火风险，为储能安全、有序、高质量发展打好基础。 全国人大代表、天能控股集团董事长张天任： 应加快制定出台新型储能系统安全规范。储能安全是系统工程，建议有关部门关注储能系统全生命周期风险分析，推动建立储能设备制造、建设安装、运行监测等环节的技术标准规范。 06 储能配套设备保障 全国人大代表、广汽集团董事长曾庆洪： 政府的资金补助应该向核心技术领域及优秀的零部件企业转移，如电池企业、电机控制领域、充电设施等领域。同时应大力开展车联网、无人驾驶技术创新，允许纯电汽车、氢燃料汽车等同步发展、全面开花，同步推动出行领域商业模式创新，鼓励跨行业跨产业合作；引入社会资本，加大投资力度。 全国人大代表、中创新航科技集团股份有限公司党委书记、董事长刘静瑜： 对锂电池产业实行“全行业一盘棋”的引导与管理。建议对电池回收体系进行顶层策划，由动力电池企业牵头，从产品设计源头制定电池回收路线，建立高效电池回收体系；推进动力电池绿色技术创新及推广应用，加快电池产品绿色低碳转型。 全国政协委员，农工党四川省委会副主委、攀枝花市副市长李明： 建议应参照四川绵阳科技城管理体制，提升攀西国家战略资源创新开发试验区管理能级，在国家层面成立由国务院分管领导任组长的领导小组，统筹钒钛战略资源顶层设计，凝聚国内外力量，分解任务联合攻关，实现钒钛资源深度开发破题，在国家层面推动建立钒钛资源综合利用技术创新、技术奖励、应用技术推广统筹机制。采用部省联动方式在“先进结构与复合材料”“战略性矿产资源开发利用”重点专项加大钒钛“卡脖子”技术攻关支持力度。

两会期间，多位代表、委员热议储能产业高质量发展，就完善储能配置政策给出建议和方案。 全国政协委员、金风科技董事长武钢: 应调整储能配置政策，引导储能合理布局。建议地方能源主管部门应优化储能配置方式，由电网提出科学的配置方案，从5%开始逐步扩大比例，根据实际运营效果实践，逐步提升容量，根据区域需求提出储能配置要求，引导储能合理布局和有序发展，促进新能源与储能和谐发展。 全国人大代表、晶科能源CEO陈康平： 相关部门应积极指导各地开展地方性的储能需求研究，进行容量配置和功率配置分析、经济性分析等，因地制宜确定新型储能的合理配置规模和时间节点。同时，根据电力系统调节能力，按年度发布储能容量需求信息，为储能项目建设提供更好的指引。 全国人大代表、全国工商联副主席、通威集团董事局主席刘汉元： 应在工业领域优先保障硅能源生产企业用电需求。在保障民生用电的基础上，明确不将硅能源企业纳入有序用电范围，支持硅能源产业最大程度发挥产能，有效保障光伏产业链、供应链稳定安全，支撑光伏产业稳健快速发展。 全国人大代表、吉利控股集团董事长李书福： 加速推动换电模式标准化、通用化。建议加快明确换电站建设、高低压箱变、土地及建设审批的相关规定，将其纳入国家市场管理规范体系内。建议政府开放公共停车场的资源准入与支持，有效合理优化土地资源配置；优化换电项目高压新装（增容）审批流程，落实压缩报装时限要求，放开一址多户，加快建设周期。 全国政协委员，九三学社江西省委会副主委、萍乡学院副院长吴代赦： 做好储能、电网接入工程等基础设施建设 实现同步投产。建议要立足电力保供和促进能源转型，持续优化江西省能源结构，促进源网荷储协调发展。加快推进江西电网与省外大电网的连接通道建设，进一步加大清洁电力引入力度，持续提升跨省跨区的能源互济能力；要科学布局省内新能源发展，做好储能、电网接入工程等基础设施建设，实现同步规划、同步建设、同步投产，确保新能源高水平消纳。

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。。