03

离不开的补贴

在硅料锂矿价格大幅上涨的背景下，储能装机需求恐怕再受打击。

成本高启，补贴来凑。

光伏风电的起步发展，离不开补贴，储能亦是如此。由于居民电价高以及家用储能的补贴政策，欧洲跃居全球最大的储能市场（派能科技就有85％以上的收入来自海外市场）。

派能科技股价表现（2020年12月至今）

2020年开始，我国各地陆续出台政策，通过量化手段对风光发电提出“强制性”储能配比，将“风－光－储“进行捆绑。原则上，储能不低于新能源电站装机容量的10－20％、且额定功率下的储能时长不低于1－2小时。

“强制”推广，离不开补贴的“奶水”。目前，甘肃、浙江、新疆、西安等地已公布补贴政策，青海补贴为0．15 元／KWh；最为慷慨的西安，对光伏储能系统的补贴每充一度电高达1元。

目前来看，储能的发力点主要在电源侧和用户侧，电网侧由于技术复杂，推广逻辑不如前两者顺畅。

华泰证券对发电自用模式进行的测算显示，高补贴电价的新疆地区的IRR为11．36％，受益于当地1元／kwh的度电补贴，西安地区的IRR高达25．22％。而补贴力度较低的甘肃和浙江，储能系统IRR均低于6％。

储能说到底依然是一门生意，低于6％IRR显然吸引不了投资者的目光。当前，平价电站配储项目的IRR尚不能满足运营商的投资门槛，平价项目配储仍主要受政策的驱动。

锂价上涨，硅料价格上涨，“光储结合”遭遇更大的难题。2021年，光伏上游的硅料、胶膜、玻璃等原材料价格大幅上涨，光伏装机成本一度上升至4元／W，光伏电站投资的内部收益率（IRR）降低为6．5％左右，而2020年这一数字为8％。

目前硅料价格已出现松动，如果恢复到3．4元／W的装机成本，以此为前提，按照目前的储能系统价格成本，以一个装机规模为500MW，储能配备比例为10％，放电时长2小时，使用寿命13年的储能系统为例。

经测算，不配备储能的情况下IRR为8．14％；安装了储能系统的IRR反而明显降低至6．6％；如果投建综合储能，可以减少弃光率的情况，内部收益率为7．12％。后两者均低于8％的光伏投资收益率阈值。

可以看出，目前光伏运营商主动配建储能系统的动力明显不足。“出工不见效”，在储能系统成本还未完全降至投资盈亏平衡点之下时，电源侧储能依旧离不开补贴。

而用户侧储能的一大影响因素则是电价峰谷差。“低谷充电、高峰放电”，节省电费，利用峰谷价差套利是用户侧储能的主要商业模式。

电价峰谷差高的地区，推广起来就更加容易，反之，则没有太大的空间。比如江苏等省份，峰谷差可以达到0．73元／千瓦时，储能积极性就强。而有些地方可能只有0．4元／千瓦时，配置储能的经济效益就很小。

全球来看，我国的内峰谷电价差一般不到50％，而海外居民用电价格偏高，特别是欧洲地区，峰谷电价差在2－3倍以上，用户侧储能空间巨大。派能科技的收入贡献中，海外占比就高达85％。

另一方面，欧美各国对用户侧的补贴也十分大方，德国对家庭光伏储能给予低息贷款，甚至对前期投建成本进行30％的补贴。2020年底，德国用户储能装机量达2．3GW，位居全球首位。足以看出，补贴对用户侧储能市场的拉动作用。

储能电池企业和动力电池企业的市场格局基本相似，因为两者无根本性的区别。广义上讲，新能源汽车用动力电池也属于储能型电池，只不过在应用领域上划分为动力电池、消费电池、储能电池。但储能电池更注重稳定性、容量、功率密度以及成本。

通过上述的分析可以看出，低成本、大容量、高功率、持久性构筑了储能电池的市场壁垒，但商业经济性却影响着其推广节奏。

尤其是在光储市场，常规状态下，搭配储能系统的经济效益尚不能激发投资者自发购置的需求。在硅料锂矿价格大幅上涨的背景下，储能装机需求恐怕再受打击，大规模推广的预期几无可能。

04

写在最后

2400多年前，亚里士多德曾提出的一个哲学理论：“每个系统中存在一个最基本的命题，它不能被违背或删除。”

埃隆·马斯克将其定义为“第一性原理”，他认为人们陷入了固有的“比较思维”：“而第一性原理的思想方式是用物理学的角度看待世界，拨开事物表象，看到里面的本质，再从本质一层层往上走。”

对于储能产业来说，其本质是绿色能源对传统能源的替代，产生对储能的需求拐点。但如今整个行业最核心的矛盾，却是其成本之高，能否支撑大规模推广的问题。

锂电上游历史性涨价，对整个产业链造成了集体反噬，政策面期望的大爆发与商业层面期望的盈利剧烈冲突，两者之间的矛盾与纠结或将持续存在。

本文系巨潮商业评论原创