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图说:2021年以来部分储能相关支持政策
来源:钛媒体
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。
据钛媒体不完全统计,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。
图说:2022年部分储能融资项目
来源:钛媒体
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。
图说:部分省份储能规划目标
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”。
《财经十一人》认为,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。
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