新型儲能市場迎來爆發期！誰來為儲能買單？

對于儲能行業來說，一個最需要理清楚的問題就是——誰來為儲能買單？由于市場規則和政策不同，為此買單的主體是不太一樣的。

當前，國內的新型儲能市場正處于爆發期，筆者將分別從儲能項目的三大應用場景（發電側、電網側和用電側）來逐一分析。

新型儲能商業模式的核心

對于發電側和電網側儲能，它們的商業模式雖有差別，但本質用途都是削峰填谷、調峰調頻，保障電網穩定性，可被統稱為“電表前”儲能。至于具體是在發電側還是在電網側配置儲能，主要是“誰來買單”的問題。

發電側的儲能裝機，是當下市場爆發的源動力，主要來自于政策對風電、光伏電站的強制配儲要求。各省的規定不盡相同，一般要求的配置比例在10%～20%，容量時長2小時以上。

這里的強制配儲，用電力行業的話說就是強制具備“一次調頻”的能力，一次調頻不在補償之內。光伏、風電等新能源本身，不像傳統的火電和水電，是有轉動慣量的，轉動慣量可以帶來整個電力系統的穩定。但光伏一照射就有電，沒有了就沒電，在這種情況下，需要人為構建一個轉動慣量，就是強制配儲的由來。

在發電側配置儲能，很長一段時間是成本項，相當于增加了光伏或風電站的建設成本。如今隨著電池成本的下降，以及政策補貼，在發電側配置儲能已基本具備經濟性。

而針對二次調頻，需要擁有一個更細的補償方式，建立一個市場機制，部分省市正在做一些試點。如果參與二次調頻，相當于儲能參與火電、水電等發電機組市場化競爭，誰中標取決于誰的價格低、誰的反應速度快，此時儲能的優勢就體現出來了，整體仍然是為電網的穩定性服務。

對于電網側，由于國家發改委、國家能源局在2019年規定，抽水蓄能、電儲能設施不計入輸配電定價成本，也就是不計入上網電價，抑制了電網企業投資新型儲能的動力，更多新增裝機進入發電側。

但在2021年，政策有所調整和完善。國家發改委、能源局下發的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》釋放信號，不僅透露將建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，同時也明確了下一步探索將電網替代性儲能設施成本收益，納入輸配電價回收，這意味著電網側儲能成本未來有望得到疏導。

因此，新型儲能商業模式的核心，在于建立良好的電力市場環境。針對“誰為儲能買單”的問題，主要本著“誰提供、誰獲利，誰受益、誰承擔”的原則，比如一次調頻、二次調頻包括調峰等輔助服務，都是由發電企業、電力市場化、電力用戶等共同分擔，避免出現投資方與受益方的錯配和成本轉嫁。

“尖峰電價”讓儲能發揮作用

隨著2021年風光等新能源發電占比明顯提高，我國電力系統已經呈現出“雙峰雙高”（雙峰：電網夏、冬季負荷高峰；雙高：高比例可再生能源、高比例電力電子裝備）、“雙側隨機性”（風電、光伏發電具有波動性和間歇性，發電占比提升后，供電側也將出現隨機波動的特性，能源電力系統由傳統的需求側單側隨機，向雙側隨機發展）特征，電網對調峰+調頻的需求越來越迫切。

為刺激電化學儲能參與電網側調峰、調頻服務，國家及各省密集出臺相關政策，明確儲能的獨立主體身份+獨立儲能參與輔助服務市場的補償標準，從而確定了電網側獨立儲能的商業模式可行性及經濟性。

獨立儲能電站放電時相當于發電主體，充電時相當于購電主體。據天風證券測算，如果同時參與調峰+調頻市場，獨立儲能電站的全生命周期IRR可上升至18.61%。

對于用電側，不像海外屬于電力市場化交易，電價高昂，國內由于電價低廉，戶用儲能市場空間還不太大，處于市場早期。目前的商業模式主要是工商業通過峰谷價差機制獲得收益。

中國工商業用戶的用電量占總用電量的70%。比如水泥廠的成本結構中，電費占了70%～80%，一家10萬噸產能的水泥廠，年度電費一般在2億左右，電解鋁也是類似的情況。

在巨大的電力消耗面前，電價的峰谷差價就非常可觀。國家發改委在7月的新規中要求，調高峰谷差價的比例（4:1），也就是說比如最高的時候電價0.8元，那對應最低就只有0.2元，峰谷差價就超過0.6元了。

另外，部分省份還在推廣“尖峰電價”機制，它的價差比原先的峰谷電價還要高。例如在江蘇省，有兩個低谷階段、兩個高峰階段，中間還有一小段尖峰階段，尖峰電價可能是你低谷用電的5倍價格以上。

這種情況下，儲能的作用就發揮出來了，相當于把低谷電價和尖峰電價起到了時移作用，用電量越大越明顯。如果按照10萬噸級的水泥廠來測算，電價差價在0.65元左右，基本上4～5年儲能的收益就非常明顯。

據東方證券分析，對于一般工商業來說，“兩充兩放”是套利場景下的運行策略，一般儲能配置時長約3小時。不同地區的峰谷時段差異較大，一般情況下劃分為5-6個時段，其中2個高峰，2～3個平段，1個低谷。高峰一般持續時長約2-3小時，2個高峰間夾雜一個2-3小時的平段。運行策略中一充一放在低谷高峰，另一個一充一放在平段高峰。

隨著中國電氣化率越來越高，負荷的峰谷差也越來越大。例如浙江在2020年最大峰谷差達33140MW，最大峰谷差率超50%。而在未來，隨著電動車的滲透率越來越高，電動車充電高峰期與電網用電高峰期吻合，也需要通過峰谷價差來引導負荷的時移。

為創業企業帶來利好

如今，隨著光伏、風電發電量占比越來越高，系統性布局儲能的緊迫性也越來越強。從動力電池到儲能電池，中國電化學儲能已進入規模化發展階段。

但要想實現高速增長的目標，還需要厘清利益分配、成本疏導等市場化機制，打通發電側、電網側、用電側儲能的商業模式。

結合海外戶用儲能和國內源網側配儲的強烈需求，新型儲能正掀起新一輪發展熱潮。國內電化學儲能電池2021年出貨量較2020年增長超4倍，而全球新增儲能規模也同比增長了117%。這將極大利好電池、變流器（PCS）、電池管理系統（BMS）等創業企業，有望誕生全球級的新興公司。