前面几讲我们是从供能端看变化，无论是风、光、核、氢，还是石油、天然气。下面我们来看支撑端。从供能到用能，支撑环节非常重要，其中，储能在这个时候尤为突出。可以说，储能是能源转型催生出的万亿级新赛道。
过去一年，储能赛道有一个重要变化，就是从2022年3月开始，新型储能可以参与电力市场交易了。这里的新型储能主要是指用电池储能、压缩空气储能、氢储能等新技术的储能电站。以前储能都是风光电站的配套，无法单独靠卖电盈利。不过，3月《“十四五”新型储能发展实施方案》明确提出，要给新型储能独立的市场主体地位。
这意味着以前只能打配合的角色，变成了一个真正的独立行业。可以说，这是储能赛道的拐点。
我关注到，现在已经有不少试点储能电站赚到钱了。比如，国家电投海阳、华电滕州、三峡庆云和华能山东黄台，这四家山东储能电站，到2021年3月已经交易了962万度电。这是山东首批独立储能示范项目。按照第一季度山东电力现货市场的差价，大概一度电能赚0.42元，收入不少。
不过，这个变化值得关注，不是因为它能让国家电投、华电这些大央企赚钱，而是它能激励更多企业来干储能。只有储能发展起来，新能源消纳难题才能解决。
你可能会问，难道之前干储能都不赚钱吗？为什么现在可以让储能参与电力交易了呢？
我们要先了解一下之前储能的情况。这里揭一下“伤疤”。虽然理论上有了储能，风光电入网就能更稳定。但实际上，风光发电站并不愿意主动去装储能，甚至很多企业宁可弃风、弃光，也不想装。为什么？因为算下来不划算。
我举个例子，一个一小时能发电10万度电的光伏电站，按国家要求，要配的储能设备必须达到10MW/20MWh（功率/容量），也就是储能容量要达到发电量的10%，这种储能可以持续放电2小时。这要投资多少钱呢？2880万，基本上就是吃利润的。
如果按照年光照1200小时计算，这是中国有效光照时间的平均值，比如张家口、大同等城市。在这些地方，2021年火电发电成本是三毛一度电。光伏多少呢？两毛八一度电。如果加上储能，成本就会提高到六毛钱。这样光伏的电就没有竞争力。
不过，国家为了提升风光电入网比例，强制要求电站要配储能。怎么办？为了满足硬性指标，一些电站就选择那些质量不怎么好的储能设备，只要满足并网硬性条件就行了，甚至有的就没打算用。
发电企业不愿意配储能设备，那电网愿不愿意配呢？按理说，储能设备可以让电网运行更稳定，电网应该愿意配啊。
一开始真是这样。2017年，国家发改委发布的一个促进储能技术的文件提出，要建立储能设备投资的补偿机制。怎么补偿没说，就是先鼓励大家去干，慢慢探索出合理的模式。电网就想，可以把储能成本加到用户侧，这样自己既拥有了储能设备，还没花钱。所以，一开始电网企业兴高采烈地开干，2018年还进入了一个小高潮，各个省都在建设。
不过，探索了一段时间，政策逐渐明朗。2019年，国家明确要求储能设施不能计入输配电价，也就是说，不能让用户承担储能的费用，甚至为了支持中小企业发展，工业电费还在降低。一下子，电网没了动力去搞储能。就这样，储能陷入了“爹不亲娘不爱”的尴尬境地。
讲到这里你会发现，之前作为电站、电网的配套设施，储能只是纯成本投入，没办法去盈利。这种情况下，即使强制要求，很多企业也不愿意去配储能。所以，我国的储能装置普及率也比较低。
按照国际平均水平，风光电的装机量和储能的装机量，最佳比例是15%，但是2021年我国只有6.7%，不到一半。能源转型要增加新能源比例，没有储能作为平滑剂，肯定是不行的。
那该怎么让储能更普及呢？靠国家给补贴吗？这只是一种方式。比如有的地方政府会给装储能的电站每度电补贴一毛、两毛。除了补贴，还有一种更市场化的方式，就是我们今天讲的，明确储能的市场主体身份，让它参与到电力现货市场交易中，也就是让储能自己去赚钱。
那么，为什么之前不让储能参与电力交易，现在就可以了呢？其实，之前并不是国家不允许，而是时机不成熟。更准确地说，是电力市场没准备好。
我们知道，电这种商品的特殊性在于，发电和用电是实时完成的。之前电力市场供电端主要是煤电，电网非常稳定，没有那么大波动，所以不需要储能。后来新能源占比逐渐升高，电网波动太大，就需要储能来调峰调频了。但是，我们国家的电力交易模式还是计划机制，还有就是中长期交易，储能即使能参与交易，也赚不到钱。
为什么呢？因为在计划机制中，卖电价格和买电价格都是政府定好的，没有波动。而另一种中长期交易，也都是用电大户直接和电厂签署长期用电协议，比如几个月或者一年，把价格基本锁死。价格没有波动，储能就赚不到钱。
打个比方，储能就像菜市场上的一个摊位，它的菜不是自己种的，它是在别的摊位卖的便宜的时候买进来，然后等市场上缺少菜，价格高的时候再卖，从而获利。这个模式成立的前提是，你必须先有一个价格有波动的自由市场。这就涉及到电力交易系统改革这个大问题了。
其实我们也一直在改，特别是到2017年，国家发改委推动了第一批电力现货交易试点。与计划机制和中长期交易不同，现货市场是针对短期的交易。比如，第二天的用电量，当天的用电量，甚至实时用电量，都可以进行报价和买卖。谁的便宜就用谁的，自由竞争。具体规则有几百页，感兴趣的话，你可以找来看看。
直到2019年6月，电力现货市场才算全面运行起来。这个之后，再允许储能参与电力交易，它才能真正赚到钱。
值得注意的是，这不是说之前风光电站安的储能设备都能交易了。要成为独立市场主体，储能电站必须要通过审批，这些都是企业独立运营的储能项目。
并且，储能电站要受电网调度，什么时候充电买进来，什么时候放电卖出去，不是自己说了算。这么做是为了避免储能为了赚钱，随意买卖，扰乱电网。
不过，储能还是有的赚的。毕竟，需要你充电的时候基本都是供应过剩，电价低的时候，需要放电的时候往往是缺电，电价高的时候。并且，电网还会在合同里约定，至少会调度多少次，来保证储能的收益。这种收益模式也叫电量交易。
当然，本质上交易也是有限制条件的，储能不可能过度逐利。为了保证投资者收益，国家会参照一定标准，结合储能电站的容量，每年给一定的补偿。也就说，不管电站有没有交易，这部分钱都会给。这也是储能收益来源之一，叫容量电价。
除了这些，储能电站还能为电网提供调频服务。什么是调频服务呢？举个例子，遇到一些紧急情况，用电端突然增加用量，这时候发电端还是按照原来功率输出，那么整个电网进入到一种供小于求的状态，电网频率会下降。这时候电网会紧急调取电池储能设备提供额外功率补偿，使电网频率恢复。整个调整往往在极短时间完成，普通火电厂根本反应不过来，而电池储能几乎是毫秒级响应。靠这种辅助服务，储能也能赚钱。
整体来看，电量交易、容量电价和辅助服务，是储能三种主要的盈利模式。不过，储能设备的投资都是巨量级的，靠这些盈利模式，投入产出比真的高吗？
我们来算一笔账，假如配置一个能存储20万度电的电池储能设备。如果使用每年衰减率不超过4%的设备，直接投资 4 亿元，间接的经营成本 2.7 亿元，一共 6.7 亿元。按照运营期10年计算，每年能获利1324万元，收益率19.76%。这是非常不错的收益了。
现在储能自己能赚钱后，吸引了很多企业进入。比如南方电网就把自己的储能资产全部放到了一个控股公司里，以后专门做电网侧的独立储能业务。还有宁德时代与中国华电也开始了合作，开头提到的华电滕州电站就是他们合作的成果。
可以说，这些入局者是第一批吃螃蟹的，这也很好理解。比如，南方电网本身就有储能资产，原来这些资产不能创造收益，反而在吃利润。分拆出来就可以创造收益。而像宁德时代是卖储能设备的，它要建立影响力，就很愿意参与试点项目。华电是发电企业，储能与火电站、风光电站一样都是并列的，也是电站。本质上说，这也是本职业务。
你看，随着储能有了自己的盈利模式，只要参与者能有合理收益，未来会有更多社会资本进入。储能发展起来了，风光电做主力的速度也会加快。所以，政策调整看似解决的是一个点的问题，实际是与能源转型这个大趋势紧紧绑定的。
最后，我给你留个问题，你还知道哪些政策改革催生了新赛道呢？欢迎留言给我。