位于深圳汕尾交界处的海丰储能电站投运后，其收益超出了投资方预期。
海丰储能电站建在华润电力小漠电厂厂内，总投资近1亿元，由华润电力小漠电厂和科陆电子（002121.SZ）合作建设。其中，前者主要负责提供电站场地及电网接入等，后者作为投资主体提供资金、设备和人员，最后电站所得收益双方按成分配。
海丰储能电站2019年8月投产后，联合华润电力小漠电厂的2台百万千瓦级装机容量的火电机组以“储能+常规火电”的形式，为广东电网提供AGC（自动发电控制）调频辅助服务，从中获得调节补偿。
第一财经记者获悉，截至目前，通过为广东电网提供以上服务，海丰储能电站所得收益已经超过了当时的投资成本。
和传统的抽水蓄能不同，海丰储能电站采用的是一种以锂电池作为储存技术的电化学储能方式，属于新型储能。
海丰储能电站正是储能兴建的一个缩影，这背后一场投资储能产业的热潮正如火如荼。
机遇
储能是众多国家用于推进碳中和目标进程的关键技术之一，其在电力系统中的功能是调峰调频，可根据电力系统的运行需要，实现充电或放电，确保电力系统平稳运行。随着我国“双碳”战略的推进，风电、光伏等具有间歇性的新能源正在大规模接入电力系统，导致需要建设与之相对应的储能系统来解决电力供需不匹配。
根据各地方政府的“十四五”规划，到2025年底，加总后的新型储能装机规模超过4700万千瓦，相当于两座三峡水电站，涉及投资超1600亿元。
新型储能的兴起，与一系列政策的推动有关。
国务院在2021年10月印发的《2030年前碳达峰行动方案》提出，积极发展“新能源+储能”、源网荷储一体化和多能互补，支持分布式新能源合理配置储能系统；国家发改委、国家能源局年初发布的《“十四五”现代能源体系规划》则提出，构建新型电力系统，需要“加快新型储能技术规模化应用”。
根据国家发改委、国家能源局2021年7月发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，到2025年，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3000万千瓦以上；到2030年，实现新型储能全面市场化发展。
各地政府在“十四五”中的规划已远超3000万千瓦。“据中关村储能产业技术联盟统计，仅青海、山东、内蒙古、甘肃、安徽、河北、浙江七地储能的规划就达3150万千瓦。”中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬向第一财经记者介绍，“同时，已有20多地明确新能源配置储能比例，按照规划初步测算，储能装机总规模预计约达到4700万千瓦。”
截至2021年底，全国新型储能装机规模600万千瓦。这意味着，从2022年到2025年，还有4100万千瓦的新型储能市场等待开发。按照当前每100万千瓦平均造价为40亿元来计算，这4100万千瓦的新型储能涉及投资金额近1640亿元。
公开资料显示，2021年至今，全国至少有24个省（市、自治区）发布了新能源配储政策，将配建储能作为新能源并网或核准的前置条件。其中，多省份提出储能配置比例一般为10%及以上，个别达到20%，甚至更高。
由中国能源研究会储能专委会、中关村储能产业技术联盟编著的《2022中国储能产业创新发展白皮书》称，当前“新能源汽车企业已步入1-N发展阶段，而储能正处于0-1阶段”。这一表述实则揭示了新型储能产业机遇与风险并存的现实。
热潮
作为海丰储能电站的投资主体，科陆电子是国内进入电化学储能行业较早的企业之一，并在近年来加速布局新型储能。
7月19日，科陆电子就与江西宜春经济技术开发区签署《合作框架协议》，规划投建年产8GWh（即“800万千瓦时”）储能电池项目，占地面积210亩，相当于19个标准的足球场总面积。项目分为两期建设，其中一期300万千瓦时的项目已经投产。
第一财经记者据此测算，上述年产800万千瓦时的储能电池项目，规模相当于海丰储能电站1.5万千瓦时储能电池容量的533倍。换言之，该项目完全投产后，可以满足533座海丰储能电站所需要的电池总量。
深圳市比克动力电池有限公司（下称“比克电池”）是国内动力电池十大生产商之一，目前也在加速布局新型储能。“比克电池在储能方面的占比约20%，消费类和车电80%。”比克电池副总裁李丹在接受第一财经记者采访时说，“今年初，比克电池抚州生产基地正式竣工投产，致力于为客户提供从电池模块、储能系统（第三届全国钒钛资源与储能科技大会）、集装箱储能系统等各级方案的一体化交付。”资料显示，比克电池抚州生产基地总投资达24亿元。
据李丹介绍，早在2019年，比克电池与中广核旗下新能源公司共同在新疆建成了一座光储（光伏+储能）联合示范项目，实现了全新应用场景和合作模式的探索。除中广核外，目前比克电池还与华润电力、西门子、AUTOX等企业在新型储能方面进行合作。
比克电池是资本加速布局新型储能的缩影。据不完全统计，今年以来，截至9月，全国共有26个与储能电池及动力电池生产制造有关的扩产项目公布，投资额合计近3000亿元，产能合计达820GWh。
百亿级投资项目一个接着一个。9月21日，欣旺达（300207.SZ）就在义乌计划斥资213亿元，用于50GWh的动力电池及储能电池产能项目。类似的百亿级项目投资方还有宁德时代（300014.SZ）、亿纬锂能（300014.SZ）、海辰储能、力神电池、宝丰集团等。
“现在大家互相比的不仅有快，还有大。”深圳另一家锂电池生产商相关负责人在接受第一财经记者采访时说。
风口之下，当年做袜子、做食品的企业跨界进入光伏领域的现象，开始在新型储能领域中涌现。今年以来，有20多家原本与储能无关的上市公司布局了新型储能，其中不乏锅炉、水利、空调、工程机械、电脑配件、环保等企业，甚至包括食品、教育等行业。
比如，10月11日，职业教育上市公司ST开元（300338.SZ）宣布，拟参与设立长沙开元商业储能有限公司，布局新型储能。10月10日，黑芝麻（000716.SZ）宣布对正在布局新型储能的天臣新能源有限公司增资5亿元。
谨慎
尽管动力电池企业在加速布局新型储能，新型储能电站目前仍面临电池紧缺的困境。“前几个月，我们连续找了几家动力电池生产商，结果都说现在缺货，让我们再等等。”一家新能源公司的高管在接受第一财经记者采访时说。
这位高管向记者表示，目前公司储能电池订单已经排到了明年年底。同样，李丹向记者表示，比克电池目前在“储能方面产能相对饱和”。
电池紧缺的背后有多重原因。
一是新型储能电站正在进入快速建设阶段。根据中电联10月27日发布的《电化学储能电站行业统计数据》，截至2022年8月31日，在建电站158座、总能量8.77GWh；1~8月，新增投运的电化学储能电站64座、新增投运总能量1.3GWh。
二是新能源汽车的迅猛发展导致动力电池供不应求。今年新能源汽车市场快速增长，远高于2021年市场预期，拉动动力电池需求急剧增长。“新能源汽车的动力锂电池，与新型储能锂电池从电芯上看其实是一样的，都可以采用磷酸铁锂电池和三元锂电池，主要差别在于系统集成策略、BMS电池管理系统等方面。”李丹向第一财经解释。
三是海外市场需求旺盛。今年以来，欧洲多国能源价格和电力价格持续走高，部分海外消费者选择自建光伏及储能系统降低用电成本。海关数据显示，今年前9个月，中国锂离子蓄电池累计出口达349.11亿美元，同比增长83.3%，已经超过2021年全年所有锂电池出口额。
“上半年国内企业的储能电池出货量超过36GWh，其中接近80%的出货都在海外。”岳芬说，“绝大部分企业的出货量已经远超2021年度全年的出货量。”
和不少锂电池生产商一样，比克电池不少储能电池订单也在海外。“目前以海外订单为主。”李丹对第一财经记者说。
也就是说，储能电池的实际产能并没有满足市场需求。中国化学与物理电源行业协会储能应用分会编写的《2022储能产业应用研究报告》则指出，考虑储能原材料紧缺等现实情况，电化学储能电站装机大概率会存在一些滞后性。
除储能电池紧缺外，目前影响投资者进军新型储能最主要的原因是储能电池价格过高。“新型储能目前最大的问题还是成本较高。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受第一财经采访时说。
“最近有企业给我打电话，希望一起合作做新型储能电站，但电池价格太高让我们不得不谨慎。”在接受第一财经记者采访时，中国光伏行业协会理事、广东五星太阳能股份有限公司市场总监胡鄂生说，“要知道电池占了电站五六成的成本。”
在海丰储能电站采访时，第一财经记者了解到，一般来说，一座新型储能电站主要由电池组、电池管理系统、能量管理系统、储能变流器以及其他电气设备构成。其中，电池组占了总成本的近六成。
今年以来，电池级碳酸锂价格自今年年初就已开启一路上涨模式，到3月突破50万元/吨大关，并创下51.7万元/吨的历史高位。而到10月，国内碳酸锂价格频繁突破历史高点，市场均价已逼近56万元/吨，单月涨幅达14%以上。市场分析称，在短期终端市场需求仍较为积极的背景下，锂盐价格或再攀高点。
令胡鄂生感到担心的另一个问题是，储能电池的寿命。“再好的电池，用了十年就差不多了。”他说，“到时候再花钱购置新的电池，到底值不值，目前没有把握。”
据相关研究，储能电池的寿命，一般在10年左右，大量的充电和放电过程后，其寿命会显著下降。与此同时，由于目前新型储能尚属起步阶段，其商业模式和发电经济性尚不明确，也影响新型储能电站投资者的积极性。
挑战
目前，像海丰储能电站这样的“火储联调”的形式（储能辅助机组参与AGC调频），是广东当前较为成熟的一种储能盈利模式，但AGC调频辅助服务市场规模相对有限。
“目前‘火储联调’项目在广东已经有将近30个，市场渐趋饱和。”以广东为例，广东电网一位内部人士向第一财经记者表示，“AGC调频辅助服务属于二次调频，因为火电机组本身也具有调频功能，只是加上储能外挂后，机组对外呈现的调频性能更好。”
与此同时，随着2021年广东等地对调频政策进行调整，参与AGC调频辅助服务的新型储能电站获得收益也在下滑。以海丰储能电站为例，第一财经记者在采访中了解到，该电站在2021年的收益比2020年少了将近一半。
在林伯强看来，“新能源+储能”的发展仍面临许多问题和挑战。在政策方面，目前与储能有关的行业政策大多还只停留在宏观规划层面，缺乏实施细则，尚未营造出有利于储能行业发展的外部市场环境。相对于储能的重要性，对于储能行业的补贴和税收激励措施还远远不够。
而在商业模式方面，储能行业的盈利模式还是过于单一，主要依赖于从峰谷价差中进行套利。除了峰谷价差套利，储能在电力辅助服务以及输配电等领域的价值也应该得到挖掘，以丰富“新能源+储能”的盈利模式。
中电联近日发布的《适应新型电力系统的电价机制研究报告》指出，新能源配储能政策存在诸多问题；辅助服务补偿力度小、补偿机制不合理；成本向用户侧疏导不畅，辅助服务费用主要由发电企业分摊，无法将成本压力传导到用户。
包括胡鄂生在内的多名业内人士向第一财经记者表示，光伏等新能源电站建设方对于是否要建新型储能电站，目前仍存在观望心态，甚至有的将电站配储视为“包袱”。
第一财经记者在采访中了解到，在储能电池成本过高、商业模式和市场机制有待完善的情况下，在南方某市，当地政府在出台一则新能源发电配储政策前，打算要求当地新能源发电站配置新型储能，但在征求行业意见时，新能源发电方纷纷表示，这会影响到整个电站的经济效益。最后，该市在上述政策把强制性的规定改成了“鼓励”。
岳芬向第一财经记者表示，中国储能产业发展从技术验证走向了商业化初期发展的新阶段，但储能在电力系统的规模化应用还处于初期阶段。未来还需在寿命与安全提升、成本降低、机制设计等方面持续开展工作，朝着高安全、长寿命、低成本的技术方向进行创新，同时创建能够合理评估储能系统价值并将成本疏导出去的电力市场机制，推动构建成熟的新型储能商业模式。
而在林伯强看来，新型储能目前最大的问题还是成本。他认为，“未来需要通过技术进步来降低。”
在这方面，国家发改委、国家能源局在3月发布的《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，到2025年，电化学储能技术（第三届全国钒钛资源与储能科技大会）性能要进一步提升，系统成本要降低30%以上。
这意味着，留给有意进军新型储能投资者的观望时间，至少还有三年。
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