中国储能网讯：储能投资并没有极高的技术门槛，只需要参与方有一技之长，便可以投身行业竞争。不论是有资金、有资源、有技术还是有运营管理能力，只要够长板，都有机会在这几十亿元规模的市场中分得一杯羹，二级市场的火爆就是参与者众多的侧面印证。

一二级市场投资火爆

  2016年之前，各类机构在储能领域的投资布局有限，每年所投项目数量不超过20个，全年投资金额最多为10亿元水平，单笔投资金额也较少，市场整体情况较为平淡。2016年后，市场中对于储能项目的投资显著增多，年投资项目数量达到40家，投资规模超过100亿元。2021年，储能领域投资项目数量和规模进一步增长，年投资项目数量超过50家，投资规模在200亿元以上。

  近些年虽然国内一级市场投融资整体呈现持续下滑趋势，但储能行业投融资热度持续高涨。根据科创大数据分析平台睿兽的分析统计，截至2023年3月31日，国内储能行业有300余家企业获得融资，涉及融资事件944件、融资金额1947亿元，参与机构达1122家。中国储能行业在2022年迎来爆发，成为一条热点赛道。政策、产业和资本等方面都出现了不同程度的利好。2022年，中国储能行业融资事件189件，同比增长64.3%，融资金额520.97亿元、同比下降12.2%，但仍处于高位。虽然从今年年初起，A股储能板块持续下跌，引发投资者担心，但据上海证券交易所的消息，2023年一季度，储能行业表现突出，第一季度营业收入同比增幅达81%，也给二级市场投资者打下了一针强心剂。

政策与技术双轮驱动

  国家层面的新型储能发展宏观目标更为明确，也增加了储能相关投资的确定性。2021年，国家发展改革委、国家能源局发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，确定了国内新型储能装机总容量到2025年达30吉瓦以上的发展目标。2021年10月，《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》提出加快推进抽水蓄能和新型储能规模化应用，加强电化学、压缩空气等新型储能技术攻关示范和产业化应用。2022年3月，国家发展改革委和国家能源局发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，计划到2025年推动新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段。

  储能参与电力市场的渠道也不断畅通。《“十四五”现代能源体系规划》中提出，推动新型储能参与各类电力市场，完善适合新型储能的辅助服务市场机制。2022年6月，国家发展改革委和国家能源局印发的《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》明确鼓励新型储能作为独立储能参与电力市场。2022年年底，国家能源局发布《电力现货市场基本规则（征求意见稿）》和《电力现货市场监管办法（征求意见稿）》，电力市场改革加速，有助于进一步明确储能行业在电力系统中的商业模式。

  储能行业的火热也得益于近年来储能技术的快速发展。电化学储能技术电池安全性、循环寿命和能量密度等关键技术指标得到大幅提升，应用成本快速下降。近5年，锂电池能量密度提高了1倍以上，循环寿命提高了2至3倍，应用成本下降超过60%。同时钠离子电池、全钒液硫电池等相关技术也取得了快速发展，钠离子电池有望在2023年实现规模化量产。从2022年新增装机技术占比来看，锂离子电池储能技术占比达94.2%，仍处于绝对主导地位，新增压缩空气储能、液流电池储能技术占比分别达3.4%、2.3%，占比增速明显加快。此外，飞轮、重力、钠离子等多种储能技术也已进入工程化示范阶段。

  4月27日，首届电力行业科技创新大会发布了《中国电力行业科技创新年度发展报告》。对于新型储能技术，该报告的研究显示，现阶段锂离子电池储能技术已具备规模化应用能力，适用于电力系统调峰、调频、新能源消纳、紧急事故备用、黑启动等大部分应用场景，是电力系统优质的灵活调节资源。尽管飞轮、压缩空气、氢储等新型储能技术短期内均存在着一些难以弥补的缺陷，但随着技术不断进步，未来其技术经济性水平都将得到进一步提高，结合特定场景需求，凭借其功率或能量成本的比较性优势将得到一定的商业化应用，成为储能体系的重要补充要素。氢储能技术作为一种长时间尺度战略储能类型，凭借其在 “双碳”进程中的特殊价值，成为当前研究的热点。

  什么样的技术路线是最合适的，仍然需要全行业继续探索，未来技术创新仍将是推动储能产业发展的重要力量。4月12日国家能源局印发的《2023年能源工作指导意见》提出，加快攻关新型储能关键技术和绿氢制储运用技术，推动储能、氢能规模化应用。

  中国能源研究会理事长史玉波表示：“未来，传统锂离子电池储能技术仍将占据主导地位，压缩空气、液流电池等长时储能技术也将加速发展，更多的新型储能技术将会走出实验室迈入市场。”

赢利关键在运营

  目前储能系统的运营者包括发电企业、电网、储能场站投资方、工商业和家庭用户等主体。独立储能是近年兴起的，独立于发电或电网企业，直接与电力调度机构签订并网调度协议，以独立主体参与电力市场的储能项目投资运营形式，也是众多投资机构较为热衷的投资方向。独立储能区别于发电企业和电网，独立储能以经济收益为导向，同时开展多种商业模式以实现收益。

  独立储能的主要盈利途径是作为共享储能提供容量租赁、参与电力辅助服务市场和电力现货市场等。小型工商业和家庭用户对储能系统的基本需求是保障稳定供电、电力自发自用和容量费用管理等，在部分具备电网和制度条件的地区还可以开展峰谷价差套利。尽管独立储能项目通常尽可能同时开展多种商业模式，如“新能源容量租赁+有偿调峰调频”或“新能源容量租赁+现货市场峰谷价差套利”等，但当下收益率仍难以满足资本的胃口，各方仍在探索更为有效的盈利模式。

  在储能项目投资建设热潮之下，储能设备实际利用率低的问题不容忽视。大唐集团新能源科学技术研究院副院长吕晨光曾在接受公开采访时表示，电化学储能项目实际运行效果较差，平均等效利用系数仅为12.2%。其中，火电厂配储利用系数为15.3%。新能源配储利用系数最低，仅为6.1%，其运行策略最多做到弃电期间一天内一充一放，整体调用情况较差。且新能源强制配储质量难以保证，总体使用率较低。

  储能设备利用率与储能项目的效益直接相关，储能要盈利，提高利用率是必须的。业内人士透露，目前盈利能力较强的储能项目，其利用率相对较高，且峰谷电价价差和一天峰谷时段的多少也对储能项目运营收益有着直接的影响。作为固定资产投入较多的项目，利用率越高，其盈利能力就越强，峰谷段数多，利用率也自然会提高，而峰谷电价价差正是储能市场直接瞄准的利润空间。因而，电力价格市场化改革也是众多市场机构翘首以盼的新机会。

  从国际经验来看，更为灵活的电力市场机制和较大的电力峰谷价差有助于提升储能设施的经济效益。一方面，更加市场化的电力供需结构有助于各类主体平等参与电力市场，方便储能设施运营商探索不同的收益模式；另一方面，更大的峰谷价差也使得独立储能和用户侧储能的容量费用管理和价差套利更具盈利性。储能走出明晰的具体商业模式仍有待市场改革进一步发力及运营主体持续探索。

  由于国内电力市场化机制尚在完善之中，峰谷价差套利等海外较为成熟的储能盈利模式获利空间较小。无论是测算下游储能项目的内部收益率（IRR）还是测算全寿命储能度电成本（LCOS），其水平均较难达到多数市场化风险投资和私募股权机构的收益门槛。此类机构投资目前集中在需求较为确定、盈利前景较为清晰的储能产业链上中游。对下游储能运营项目的投资则主要来自产业方或电力相关企业。

  2022年全球动力及储能电池市场保持快速增长，据研究机构伊维智库数据，全球锂离子电池总体出货量为957.7吉瓦时，同比增长70.3%。凭借出色的转型，杉杉股份这家曾经的“服装第一股”在储能领域赚得盆满钵满，2022年负极材料出货量突破20万吨，同比增长超100%，人造石墨出货量蝉联全球第一，龙头地位进一步巩固。2022年负极材料业务实现营业收入80.58亿元，同比增长94.63%；实现净利润9.2亿元，同比增长53.25%；实现归属于上市公司股东的净利润8.13亿元，同比增长54.95%。

  随着储能行业的蛋糕越做越大，未来会有更多类似杉杉的各行业参与者加入到储能领域，它们可能会有技术、运营、材料等不同方向的优势。储能行业热度不减的同时又能实现跨界融合，相信在来自不同领域的参与方投资与竞争之中，储能行业会找到属于自己的赢利法宝。