源起基金關注領域——儲能（二）
四、儲能市場現狀
存量以抽水蓄能為主，增量以電化學儲能為主。
抽水蓄能占據儲能絕對份額，鋰離子電池是電化學儲能主流技術路線。中國各類型儲能裝機量結構與全球情況相似，均以抽水蓄能為主要裝機類型，占據86%左右裝機容量。中國與全球電化學儲能裝機占比分別為9.2%、7.8%。在電化學儲能中，鋰離子電池占據主導地位，在中國與全球占比均為90%左右
全球儲能規模增長緩慢，電化學儲能快速放量。2021年全球累計儲能裝機量為209.4GW，2017-2021年CAGR僅4.5%。而電化學儲能在2017-2021年經歷了近乎從無到有的過程，2021年累計裝機量為25.4GW，為2017年2.9GW的8.7倍。因抽水蓄能受地理選址影響較大，未來增長空間受限，預計未來電化學儲能將貢獻儲能裝機主要增量，重要意義顯著。
2017-2021年中國電化學儲能累計裝機規模增長14倍。中國儲能發展路徑與全球情況類似，根據CNESA數據，2021年中國儲能累計裝機規模為46.1GW，2017-2021年累計裝機量穩步增長。電化學儲能2021年累計裝機量為5.7GW，新增2.5GW/yoy+55%。
五、商業模式分析
在國內儲能需求不斷增加的背景下，儲能產業商業模式逐漸向多元化發展。其中獨立儲能電站以其“一站多用”的獨特機制得到迅速發展，其商業模式得到快速推廣及應用，裝機規模迅速擴張。
根據儲能與電力市場數據，獨立儲能電站 2021 年規劃、在建、投運總項目個數超過138個，總裝機規模超過17GW/34GWh，涉及山西、湖北、廣東、江蘇、山東等20余省市。儲能的實際推廣過程中，“誰來買單”問題阻礙了其成本疏導，導致單一方建儲成本壓力 過大。而在獨立儲能電站的共享機制下，項目可以提供多種服務，實現多重收益。從已開展或正在開展的共享儲能項目來看，儲能“容量租賃+調峰輔助服務”的盈利模式已經具備一定的投資價值，收入渠道拓展有效緩解了項目的經濟性難題。
2022年6月7日，兩部委發布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》，提出研究建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，探索將電網替代型儲能設施成本收益納入輸配電價回收，加快推動獨立儲能參與中長期市場和現貨市場同時獨立儲能電站電網送電時，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加。獨立儲能電站參與電 力現貨市場交易確定性增強，市場化機制有望進一步提升項目收益水平。
另外，獨立儲能電站未來或將參與調頻輔助服務，收益來源有望進一步增加。2022年5月1日，山西能源監管辦印發《山西電力一次調頻市場交易實施細則(試行)》的通知，其市 場主體包括發電側并網主體及新型儲能，這是正式發布的全國首個針對新型儲能參與一次調頻有償服務的地方政策。未來獨立儲能電站參與調頻輔助服務或成趨勢，獨立儲能電站收益渠道有望進一步增加，其補償標準或可參考火電(火儲)項目參與AGC調頻結算規則。
1、源網側儲能占據主要份額，分布式微網和用戶側儲能具備增長潛力
根據CESA統計，截至2021年末，中國電化學儲能市場中新能源配儲、電源側輔助服務、電網側儲能、分布式微網、用戶側削峰填谷五類場景的裝機功率及規模分別為1863.8MW/3649.2MWh、1574.5MW/2136.7MWh、1112.0MW/2252.4MWh、211.6MW/612.0MWh、403.7MW/2029.5MWh。從規模看，源網側儲能仍占據主導地位，主要得益于201年起儲能支持政策的相繼出臺，大型儲能項目由試驗階段進入小規模應用階段。從新增裝機規模看，五類場景的裝機規模分別837.5MW、532.3MW、401.0MW、28.0MW、45.8MW，同比增長22.37%、0.17%、25.63%、273.33%、68.38%，分布式及微網和用戶側削峰填谷用儲能得益于低基數保持快增長。
2、儲能在西部地區配套風光大基地建設為主，在東部地區以用戶側削峰填谷為主
分區域看，新能源配儲主要聚焦于內蒙古、青海、甘肅、新疆等風光大基地所在省份，通常為發電集團自建或在省內租賃共享儲能的容量，未來向著1500V高電PCS 和液冷系集成方案方向發展。調峰調頻等電力輔助服務領域儲能因其主要由第三方投資，建設規模與地方配套政策的盈利機制密切相關，山東、山西、河南、河北等政策機制領先省份儲能 建設積極。分布式微網與用戶側峰谷價差則主要聚集于東部峰谷價差較大省份。
3、共享儲能成為新能源配儲主流模式的趨勢
（1）當前配儲盈利機制不明確，儲能質量低、利用率偏低。
2021年以來，隨著新能源并網提速，電網消納壓力驟增，各省相繼出臺新能源場站配套10%-20%功率、2小時時長的儲能設施，并將配儲作為新能源并網的前置條件，儲能需求快速增長。然而，在電價機制與成本疏導機制尚未理清背景下，已建儲能項目大多仍未形成穩定合理的收益模式，強配儲能并網項目利用率不高現象普遍存在，行業發展步入瓶頸期。根據CNESA統計數據，2021年國內規劃、在建新型儲能項目規模達23.8GW/47.8GWh，新增投運新型儲能項目裝機規模2.4GW/4.9GWh，規劃項目大量延緩落地反映出上述問題亟待解決。
（2）以租代建，共享儲能有望成為主流模式。
共享儲能是由第三方投資建設的集中式大型儲能電站，通過向新能源電站進行容量租賃并參與電力市場，支持新能源發展并獲取合理收益。與新能源電站配建儲能的分散式發展方式相比，共享儲能的優勢主要體現在：1）使用效果好，大容量有利于電網調配；2）安全性高，統一技術規范，提升安全標準與電池質量；3）經濟性更好，配置于電網關鍵節點，直接響應省級電網調度需求，服務全網運行。對于滿足電網運行條件的配建儲能，可以轉為共享儲能參與電力市場交易，進一步打開共享儲能發展空間。
分主體來看，共享儲能模式下，電網公司、新能源電站、儲能運營商均能有所獲益。
（3）共享儲能收益模式可分為三類：
1）場站交易模式，儲能和新能源場站交易，通過雙邊競價或協商，達成包含交易時段、電量、價格等內容的交易意向，代表地區為青海；2）輔助服務模式，儲能接受電網統一調度，通過提供輔助服務（主要是調峰）獲得對應補償，同時向新能源場站收取固定租金，當前多數地區采取這一模式；3）現貨交易模式，儲能通過用電低谷充電、用電高峰放電獲得峰谷電價差，同時向新能源場站收取固定租金，代表地區為山東等啟動電力現貨市場交易的省份。以上模式可以共存，如電網調度儲能時提供輔助服務，其他時間進行場站服務或現貨交易。
根據能量存儲形式，儲能包括物理儲能、電化學儲能、化學儲能、電磁儲能和熱儲能，其中電化學儲能是最主要的儲能方式，電化學儲能是指二次電池儲能，包括鋰離子電池、鈉離子電池、鉛蓄電池和液流電池等；物理儲能包括抽水蓄能、壓縮空氣和飛輪儲能等。
（4）共享儲能發展的政策支持
除國家多份文件指出鼓勵探索共享儲能模式外，甘肅、寧夏、山東、湖南等十余個省份也發布了支持共享儲能的文件，部分省份更鼓勵新能源場站優先租賃共享儲能。此外，部分省份出臺共享儲能建設具體規劃，如河北規劃到十四五末新建500萬千瓦、27個共享儲能電站；河南規劃十四五期間新能源新增裝機規模50萬千瓦以上的地市，原則上建設容量不低于20萬千瓦時共享儲能電站，新增新能源100萬千瓦以上的，原則上建設容量不低于40萬千瓦時共享儲能。
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