产业链方面，今年上游光伏业开启降价潮，推动国内集中式地面电站项目装机增长，此外，锂价等成本端进入下行周期，抬高了储能市场繁荣的预期支撑，普利特、海辰储能等企业均在近期签订大单。

今年两会期间，储能产业亦是代表、委员的关注点之一。财联社记者从储能业界获悉，当下新能源配储能还存在较大的商业模式困境，但随着合理的调度机制和电价疏导机制逐渐建立，储能的综合收益渠道有所完善，储能的经济性与资源配置效率或将得到提升。

多地出台补贴新政 企业新年签单已超百亿

当下，储能领域备受政策支持。据统计，近两年来，各级政府出台储能相关政策数百项，国家发改委、国家能源局在《加快推动新型储能发展的指导意见》中，明确锁定2025年实现新型储能装机规模达3000万千瓦以上。

今年2月22日，国家标准化管理委员会、国家能源局发布《新型储能标准体系建设指南》的通知，共出台205项新型储能标准。文件指出，2023年规划修订100项以上新型储能重点标准，结合新型电力系统建设需求，初步形成新型储能标准体系，基本能够支撑新型储能行业商业化发展。

除标准外，还有资金方面的支持，近期有省市的储能补贴政策集中落地，且补贴金额有抬高趋势。

1月16日，重庆两江新区管委会印发《重庆两江新区支持新型储能发展专项政策》，按照储能装机规模补贴200元/千瓦时（原文如此），单个项目不超过500万元；1月28日，江苏省常州市出台《推进新能源之都建设政策措施》，对装机容量1兆瓦及以上的新型储能电站，按放电量给予投资主体不超过0.3元/千瓦时的奖励，连续奖励不超过2年；3月3日，杭州市萧山区发布《杭州市萧山区电力保供三年行动方案（2022-2024）》，对“十四五”期间建成年利用小时数不低于600小时的区统调储能项目，按储能功率300元/千瓦给予投资经营主体一次性补贴。

据统计，截至目前，各地正在执行的储能补贴政策共超过30项，补贴方式主要以容量补贴、放电补贴和投资补贴为主，补贴方向注重与分布式光伏相结合，如果是持续性的补贴方式，金额多为0.2元-0.5元/千瓦时，补贴年限2-3年。

环保与公用事业分析师许杰向财联社记者表示，由于较多地区要求对风、光电站侧强制配储，企业将配储成本计入后抬高了建设成本，在当前电力市场和储能价格回收机制尚不健全的情况下，盈利性差是困扰储能行业规模化发展的关键症结，部分新能源项目的开发可能受到限制。因此增加补贴被视为提升储能投资积极性的重要手段。

“各地的补贴政策不同，与地方财力、招商引资的力度以及对储能的需求相关，但确实会一定程度上提升储能电站收益率，进而提升行业投资积极性。”许杰称。

从市场端来看，在储能的战略价值已成行业共识后，叠加相关政策的刺激，投资确实较为火热。据不完全统计，2022年以来，公布IPO进度的储能产业链企业共有120多家，既有艾罗能源、阿特斯等系统集成商，也有蜂巢能源、中创新航等电池企业。另据GGII数据，2022年至今，新成立储能公司多达3万余家。在新成立企业中，国家能源集团、国家电投、大唐集团、华电集团等多家央企也出手参与投资。

2023开年以来，行业高景气度延续，国内主要储能企业签约海内外订单金额已超百亿。其中，2月底，普利特公告，控股子公司海四达近期与大秦新能源以及泰州大秦共同签订了《2023年度购销框架合同》，海四达将为大秦新能源及其子公司提供总计销售金额不低于6亿元的锂离子电池模组、电芯等产品。除此之外，海辰储能、南都电源、兰钧新能源、天合储能等企业均在2023年开年签下或中标储能大单。

碳酸锂价格下行 储能性价比有望提升

2021年至2022年末，由于锂电池上游原材料碳酸锂价格持续攀升，储能降本压力大，一度制约国内储能产业的快速发展。

数据显示，2021年初，国内电池级碳酸锂的均价在5万元/吨，进入2022年后突破50万元/吨，且在2022年11月攀升至约60万元/吨。电池级碳酸锂涨幅已达10倍多，储能系统涨价幅度达30%-50%。在此情形下，储能项目初始投资增加，投资收益率下降，导致不少项目因不具备商业可行性而暂缓执行。

已发布去年年度业绩预告的储能上市公司中，少数业绩亏损的公司均表示，经营受挫与成本上涨有关。

例如，孚能科技预计2022年净利润为亏损9.18亿元。公司表示，2022年以碳酸锂为代表的主要原材料价格较上年大幅上涨，导致公司产品成本上涨，公司虽与主要客户建立了价格联动机制，但与部分客户的价格联动机制调整未达预期；而同时，部分高毛利客户提货放缓，挤压公司毛利空间。

不可避免的是，在多方入局的背景下，储能企业的议价能力普遍不强，往往很难将原材料的涨幅完全传导给下游，成为摆在面前的重要考验。

但从2022年11月开始，碳酸锂价格出现回调迹象。到了今年，则更加急转直下。上海钢联发布数据显示，目前电池级碳酸锂均价报38.25万元/吨。从去年11月价格见顶时的60万元/吨，到今年3月跌破40万元/吨大关，短短三个月，碳酸锂价格已较最高位下跌超30%。

整体而言，在遭遇挑战的情况下，受益于宏观政策推动和储能市场需求的强劲拉动，储能企业仍交出良好业绩答卷，超八成公布年报预告的上市公司均呈正增长。

在储能产业链上游，业绩涨幅更为突出，净利润同比增长超100%的企业包括融捷股份、天齐锂业、天华超净等12家。其中，融捷股份预计2022年实现归母净利润22亿元-26亿元，比上年同期增长3121.58%-3707.33%，系储能企业中涨幅最高。

在产业链下游，也有比亚迪、宁德时代、鹏辉能源等11家企业净利润同比增长超过100%。其中，比亚迪去年预计年度营业收入突破4200亿元，实现归母净利润达160亿-170亿元，同比增长425.42%-458.26%。比亚迪表示，2022年动力电池及储能电池总装机为89.84GWh，新能源汽车行业持续爆发式增长，是其业绩大幅增长的主要原因之一。

而碳酸锂价格今年以来的持续回落，也传导至储能系统价格产生下跌，或将促进储能装机量的进一步爆发。

新能源资深人士祁海珅向财联社记者表示，碳酸锂正处于下行通道中，是多方博弈的结果，“碳酸锂过去两年价格涨幅太高，有资本炒作与投机的因素。即使是目前不到40万元/吨的价格，上游矿商仍有很高的利润。”因此他认为：“锂价适当的下跌，有利于储能项目市场需求的激发，有利于新兴电力系统的构建。”

据国家能源局数据，截至2022年底，全国已投运新型储能项目装机规模达870万千瓦，平均储能时长约2.1小时，比2021年底增长110%以上。市场普遍预期，我国储能装机规模一直保持高速增长的趋势。根据中航证券测算，2023年全球新增电化学储能预计将达到46GW，同比增长112.1%；中国新增装机为13.8GW，同比增长119.7%。

仍缺商业价值支撑 综合收益渠道正在建设

实际上，储能赛道尚未挖掘出足够多的“宝藏”。业内人士认为，储能之所以无法进一步打开下游市场，还是要归咎于收益来源单一，缺乏足够的商业利益支撑。

今年两会，全国人大代表、天能控股集团董事长张天任在建议中提出，目前，国内储能电站的商业模式较为单一。发电侧的配置储能电站主要依靠减少弃电率，提升发电效率增加收益；用户侧的共享储能电站收益主要来自峰谷价差，由于峰谷价差受到电价波动以及电网代购电的影响，所以电站整体收益不稳定；此外，国外储能电站的大部分收益来自于电力市场交易，国内目前无法直接参与电力现货交易。

全国政协委员、中国能源建设股份有限公司董事长宋海良也持相似观点，其认为，当前新型储能电价机制、盈利模式等还不明确，收益方式相对单一，影响了项目投资积极性。

根据2022年底中电联发布的《新能源配储能运行情况调研报告》披露，目前国内电化学储能项目平均等效利用系数仅为12.2%。其中新能源配储能利用系数仅为6.1%。较低水平数字背后，反映出新能源配储能存在巨大的资源错配和浪费。

许杰向财联社记者称，新能源发电侧配置储能的商业模式如何跑通，才是横亘在行业发展路上的最大难题。“过去已建储能项目大多还未形成稳定合理的收益模式，高昂的建设成本和微薄的收益完全不匹配，并且缺乏合理的调度机制和电价疏导机制，新能源强制配储没有经济性。”

但其进一步指出，随着产业鼓励与引导政策的完善，这一状况目前有所改善，用户侧储能的综合收益已经增加，“首次，全国多地进行分时电价机制调整，合理拉大了峰谷电价价差，峰谷价差套利的利润更高了；其次，电力辅助服务市场机制不断完善，大型储能的收益来源更加丰富，比如提供辅助服务收益、容量租赁、容量补偿等。”

针对上述新型储能的问题，张天任建议，尽快出台用户侧储能接入、验收管理实施细则，破除“隔墙售电”玻璃墙，降低或取消中大型储能项目的基本容量电费，支持储能项目以独立市场主体身份参与电力市场。

宋海良建议，探索建立新型储能容量补偿机制和容量市场，合理体现储能设施的装机经济效益。推动现货市场逐步放开市场价格上限约束，允许储能等高成本灵活性资源通过短时高电价盈利，明确电储能辅助服务市场准入。

祁海珅向财联社记者表示，新型储能系统的建设需要采用先进的电能管理、电力通信等各类资源进行协调运行服务，才能配合电网形成有机的整体，实现大量、多维度的电力资源的协同和优化运行，以及更好的协助电网发挥资源特性，为电网和用户提供多种类、多层级的调节响应服务。

“如何让市场用户跟随市场价格信号或对相应的激励机制作出电力服务的响应，不仅是要改变常规电力消费模式行为，还要破除一些跨省跨区的电力协议壁垒，才能实现储能系统接受调度调节服务的灵活性和效率，减少资源浪费和人为干预，真正做到全国统一的大电力市场下的能源供给畅通无阻。” 祁海珅称，“光伏风电等新能源发电装机规模的不断扩大，已经是全球范围内确定性的发展趋势和机会，调峰调频等配套服务并建设新型储能系统是必答题、而非选择题。”