文 | 荊玉
2023開年，風光產業鏈成為了“難兄難弟”。風機中標價持續下跌從去年延至今年，光伏方面，歲末年初開啟的降價潮快速侵蝕著產業鏈利潤。
(資料圖片)
不過，兩個產業上游的“讓利”，對于下游產業鏈的繁榮則是一種利好和促進——上游降價將推動國內集中式地面電站項目裝機增長，會拉動大型儲能系統裝機增量的提升和逆變器的出貨量。因此，“光伏降價，儲能吃飽”的預期也成為了業內人士的共識。
一名儲能從業人士告訴巨潮，2023年發電側儲能項目上量會更多，今年或將是發電側儲能的大年。
根據中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會的統計，2022年國內電化學儲能新增裝機規模約5.93GW，較2021年（1.84GW）增長接近兩倍。即便經歷了原材料漲價、疫情等多重沖擊，仍然展現了極高的韌性和爆發力。
這一趨勢有望在2023年得到延續。
根據中電聯2022年12月發布的《新能源配儲能運行情況調研報告》，各省規劃的新型儲能發展目標合計超過60GW，是國家能源局“2025年達到30GW”目標的兩倍。而截至2022年底全國已投運新型儲能項目裝機規模僅8.7GW，可以說后續的高速增長具有很大的確定性。
種種因素疊加之下，2023年大概率又將是國內電化學儲能繼續高速增長的一年。
01 高速增長
之所以能夠在近兩年實現高速增長，很大程度上是源于儲能賽道，尤其是發電側儲能賽道的低基數。
根據國家能源局數據，截至2020年底，我國光伏、風電的累計裝機規模分別高達253GW和281.72GW，而同期我國電化學儲能的累計裝機規模僅為3.27 GW，還不及前兩者的裝機量零頭。
背后的根本原因在于，國內發電側儲能仍未形成有效的商業模式。目前國內光伏和風電場配備儲能系統的主要收入來源是提供調峰服務，但按照目前的補償標準，電站配備儲能提供調峰服務并不劃算。
不過，自2020年開始，新能源強配儲能的模式仍然在全國范圍內大規模推開。據悉，進入2021年以來，至今已有20個省市區提出了“風光儲一體化”， 新能源強配儲能已成為大勢所趨。
國內發電側儲能裝機量由此極大提升。如上文所述，2020年至2022年，國內發電側儲能裝機量分別同比增長了178%、19%和222%。
雖然新能源強配儲能政策一直遭遇輿論質疑是“虛假繁榮”，不過其仍然推動了國內發電側儲能駛入發展的快車道。
低基數本身也意味著巨大的發展潛力。儲能市場被普遍認為是下一個可能爆發的萬億市場，特斯拉創始人馬斯克曾表示，希望特斯拉的儲能業務可以發展到與汽車業務不分伯仲，甚至超越汽車業務。
2023年，在央企發力穩增長和風光產業鏈價格下滑的趨勢下，光伏、風電新增裝機量都有望實現持續增長。如中國光伏行業協會名譽理事長王勃華預計，2023年，我國光伏新增裝機保守預測為95GW，樂觀預測為120GW。而要完成十四五風電裝機量目標，2023-2025年全國風電年均新增裝機容量將在65GW-75GW之間，相比2022年裝機量接近翻倍。這意味著今年也將是發電側儲能的大年。
此外，碳酸鋰價格今年以來的持續回落，也促進了儲能系統價格的下跌，或將促進儲能裝機量的進一步爆發。
2月19日，生意社數據顯示，目前電池級碳酸鋰報價44.20萬元/噸，較月初的49萬元/噸下跌9.80%，較去年四季度時的近60萬元/噸回調更為顯著。
業內人士看來，碳酸鋰價格目前仍未探底。中國科學院院士、中國電動車百人會副理事長歐陽明高表示，預計今年下半年碳酸鋰價格將降至35萬元/噸至40萬元/噸。這將進一步降低儲能系統的價格。
02 必爭之地
盡管儲能賽道尚未挖掘出足夠多的“寶藏”，卻擁有近萬億市場規模的潛力和確定性，儲能賽道自然也就成為了資本必爭之地。
據悉，自2023開年以來，儲能行業又迎來新一輪擴產高峰，產業鏈上下游有將近二十家企業宣布最新儲能項目建設規劃。這其中不僅包含了億緯鋰能、中創新航、雄韜股份、贛鋒鋰業、蘭鈞新能源等動力電池企業，也包括了盛虹集團、東方日升等來自關聯行業的跨界者。
早已占據領先地位的行業龍頭也不遑多讓。據寧德時代半年報，2022年上半年，公司儲能系統實現營收127.36億元，同比增長171.41%，占公司總營收的比重超11%。儲能已經成為了寧德時代的一大增長極。
不可避免的是，在多方入局、群龍混戰的背景下，玩家們面對下游客戶的議價能力普遍不強，成為擺在其面前的重要考驗。尤其是在碳酸鋰價格高企的背景下，夾在中間的儲能企業往往很難將原材料的漲幅完全傳導給下游。
以寧德時代為例，2021年上半年寧德時代儲能業務的毛利率曾高達36.6%，2022年上半年則下滑到了6.43%。寧德時代在去年曾表示，其2022年第三季度儲能毛利率已恢復至兩位數水平，新落地項目毛利率有所改善，不過相比此前36.6%的毛利率仍然相形見絀，顯示出其面臨的競爭壓力。
今年以來碳酸鋰價格的持續回落對于儲能玩家們的利潤率改善是個利好，此前最為強勢的電芯環節價格也出現了一定松動。但面對玩家們在儲能領域的大舉擴張和供給提升，也引發了業內對產能過剩風險的擔憂。
根據行業咨詢機構GGII不完全統計，僅2022年儲能電池相關擴產項目（部分涉及動力儲能一體化產能）已達26個，投資額合計超過3000億元，產能達820GWh。到2023年上半年，新建280Ah專線釋放的產能約80GWh，疊加動儲專線釋放產能將超150GWh，這一數字遠超2022年國內儲能鋰電池出貨量130GWh。
在此背景下，儲能企業可能不得不在規模增長和利潤率之間做出一定的取舍，要么追求市場占有率，適當放棄掉部分利潤；要么維持較高利潤，放棄一些市場份額。
03 曲折前進
之所以無法進一步打開下游市場，激活萬億市場空間，根本原因還是要歸咎于儲能的經濟性。
儲能最基本的盈利模式是通過電力價格的低買高賣來實現盈利，即在低電價時段充電，在高電價時段賣出，賺取電價差。按照不同的應用場景，新型儲能可以分為電源側、電網側和用戶側，不同的應用場景的商業模式不同，在中外不同市場環境下的盈利能力也有差異。
國外的戶用儲能市場仍是目前最優質的一塊市場。由于俄烏戰爭，歐洲市場波峰波谷的高電價差使得戶用儲能頗具經濟性，因而戶用儲能需求持續爆發。
國內發電側儲能的情況則明顯不同——這可能是競爭最為激烈，也是較為劣質的一塊市場。目前國內發電側儲能仍未形成有效的商業模式，其為國內光伏和風電場提供調峰服務獲得補償并不劃算。盡管有新能源強配儲能的政策存在，國內發電側儲能的合理性仍然備受行業質疑。要真正打開這一增量市場，風光調峰政策的理順和儲能系統的降本勢在必行。
2022年11月8日，中電聯發布的《新能源配儲能運行情況調研報告》指出，新能源配儲能存在利用率不高、成本難以消化、分散方式難發揮有效作用、配置的合理性及規模缺乏科學論證等問題。
報告還披露一組關鍵數字——目前國內電化學儲能項目平均等效利用系數僅為12.2%。其中新能源配儲能利用系數僅為6.1%，火電廠配儲能為15.3%，電網側儲能為14.8%，用戶儲能為28.3%。新能源配儲能調用頻次、等效利用系數、利用率大大低于火電廠配儲能、電網儲能和用戶儲能。
這意味著，缺乏商業價值支撐的新能源配置儲能，實際上造成了巨大的資源錯配和浪費。
根據GGII最新調研數據統計，2022年國內儲能鋰電池出貨量達到130GWh，同比增速達 170%。這其中，電力儲能電池出貨量為92GWh；戶用儲能電池出貨量為25GWh；通信儲能電池出貨量為9GWh；便攜式儲能電池出貨量為4GWh。
不難看出，電力儲能電池仍然是全球出貨量最大的儲能細分領域所在，其重要性不言而喻。但國內發電側儲能的經濟性問題卻始終是繞不過去的存在，也將始終困擾著行業的進一步發展。
好消息是，隨著我國電力市場的不斷完善，2022年各地關于引導拉大峰谷價差的政策也為用戶側儲能打開了更多盈利空間，有望逐步形成可持續的商業模式。
另一邊，鋰電池的成本也呈長期下降趨勢，過去10年間的成本下降了8成，其成本的不斷降低有望提高儲能系統收益率，進一步打開萬億級的儲能市場。國內儲能市場也有望在曲折中前進，穿越重重迷霧，走向星辰大海。
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