储能产业AB面市场未来增量可观，价格机制尚不明朗

　　21世纪经济报道记者费心懿 上海报道
　　2018年，国内电化学储能项目的累计装机规模首次突破GW大关，达1072.7MW。
　　在政策的大力加持下，今年以来国内的储能装机规模取得了显著的进展。今年前三季度在建或规划的新型储能的规模已超过此前到2025年累计装机30GW的远期目标。
　　2021年7月23日，国家发展改革委和国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》指向2025年的目标为，＂实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达30GW以上。＂而到2030年，实现新型储能全面市场化发展。
　　＂储能技术取得了重要进展且发展很快，储能的发展已具备规模化发展的基础。＂中关村储能产业技术联盟理事长、中国能源研究会储能专委会主任委员陈海生在12月9日的中国-东盟储能产业高峰论坛上提到。
　　同时，业内也对储能产业的未来增量较为乐观。
　　中关村储能产业技术联盟认为，未来五年在中国储能市场上，＂新能源+储能＂是新型储能的主要应用场景政策推动是主要增长动力。其预测的新型储能未来5年装机规模，保守场景下，2026年新型储能总装机将达到48.5GW，5年CAGR（复合年均增长率）为53.3%；理想场景下，总装机将达到79.5GW，CAGR为69.2%。
　　市场增量可观
　　根据上述行业组织的统计数据，2022年9月底，中国已投运电力储能项目累计装机规模50.3GW，其中新型储能累计装机规模6.7GW。今年前三季度，新增投运电力储能项目装机规模7.0GW，同比增加373%，新增抽水蓄能6.1GW，占比为87%。
　　2022年1至9月份，中国新增投运新型储能项目装机规模933.8MW/1911.0MWh，功率规模同比增加113%，能量规模同比增加81%；新增规划在建新型储能项目规模73.3GW/177.0GWh。
　　从地区分布来看，截至2022年9月底，江苏已投运新型储能项目的累计装机规模最大，同时也是国内唯一一个装机规模超过GW的省份，达到1254MW，占国内新型储能市场的19%。
　　前三季度，新增投运新型储能项目主要分布在全国18个省份，从功率规模上看，江苏同样位列第一，装机规模为242.2MW，同比增加63%。
　　2021年4月之后，储能相关系列政策陆续出台，提高了行业发展预期，中国储能市场也进入了真正意义上的规模化发展。
　　例如，目前有70余个百兆瓦项目规划、建设中；百兆瓦项目多为独立储能/共享储能形式；首个百兆瓦压缩空气储能项目并网运行；百兆瓦液流电池项目建成……
　　同时，去年以来储能产业在资本市场上的全年表现突出。上述行业组织制定的CNESA储能指数全年整体上涨64.80%，同期创业板指数上涨12.02%，上述指数的全年表现超过了90%的公募和私募基金的表现。
　　近来，跨界投资新能源储能行业的案例络绎不绝。21世纪经济报道记者注意到，12月7日，顺丰控股发布公告称，附属公司将参与设立基金，基金规模5亿元，投向储能、氢能、光伏等低碳行业未上市企业。12月4日，昆仑万维公告，决定在原有业务基础上，增设新能源领域投资板块，形成投资板块＂1+1＂业务结构，即一级市场科技股权私募基金业务和新能源投资业务并行的业务结构。
　　价格机制待探明
　　从出货量来看，出货量水平高于去年全年。2022年上半年，中国企业储能电池(不含数据中心和基站用电池)出货量达44.9GW。
　　同时，出货情况表现出企业集中度高和海外出货占比高两大特征。
　　陈海生指出，排名前五的企业出货量合计占上半年总出货量的83%，依次为宁德时代、比亚迪、亿纬锂能、鹏辉能源和瑞浦兰钧。
　　值得一提的是，排在前四位的企业海外出货比重均在60%以上。
　　其中，宁德时代以＂大储＂为主，比亚迪＂大储＂和家储并重，亿纬理能和鹏辉能源则主要以家储为主。
　　不过，在产业繁荣的背面，也在面临挑战。
　　供应链价格波动传导至下游储能市场。陈海生指出，2020年下半年以来，锂电池产业的正极、负极、电解液等材料价格纷纷上涨，相比2021年1月约5万/吨，碳酸锂价格21年12月的价格增长了329%，22年4月增长了577%，达到约50万/吨；碳酸铁锂2021年12月的价格增长了176%，2022年4月增长了321%。
　　进而，2021年至今，在上游原材料价格的影响下，储能电池设备成本上升超过20%。
　　彭博新能源财经近日发布的年度电池价格调查也指出，锂离子电池组价格由于原材料和电池零部件价格上涨和通胀飙升，出现了自2010年开始跟踪该市场以来的首次上涨。在经历十余年的下跌之后，所有细分市场的锂离子电池组按容量加权平均的价格在2022年升至151美元/千瓦时，较去年上涨7%。尽管如磷酸铁锂（LFP）等低成本材料体系在加速普及，但仍不足以抵消整体电池成本的上涨压力。
　　此外，价格机制尚不明朗导致电源侧配储的利用率有限，这也敦促新能源配储的电力价格机制进一步完善。
　　中国电力企业联合会近日发布的《新能源配储能运行情况调研报告》指出，但新能源配储能存在利用率不高、成本难以消化、分散方式难发挥有效作用、配置的合理性及规模缺乏科学论证等问题。
　　从储能等效利用系数看，调研电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，新能源配储系数仅为6.1%。
　　清华大学教授、中国能源研究会储能专委会副主任委员夏清在近日的公开会议上指出，＂中长期日前市场体系已不适应以新能源为主的新型电力系统。＂
　　夏清提到，在我们谈到储能的时候，不能忽视一个重要话题就是机制，在制度经济学里面有一个核心思想，所有的创新都是结果，而机制是创新的源泉和动力。他强调，机制之所以是动力，是因为机制能够精准地辨识所有技术的价值，并开展谁创造的价值谁分享的公平分配。
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