就商業化而言，目前的新型儲能市場，“期望”與“現實”之間還存在不小差距。

（本文來源：微信公眾號“能源評論?首席能源觀”ID:CEO_ER）

7月23日，國家發展改革委、國家能源局印發《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》，文件提出，到 2025 年，實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變，裝機規模達 3000 萬千瓦以上。

根據中國“雙碳”目標的分階段任務，到2030年，風電、太陽能發電總裝機容量達到12億千瓦以上。如果按照15%的儲能配備比例，2030年儲能裝機規模有望達到1.8億千瓦以上。《抽水蓄能中長期發展規劃（2021-2035）》也提出，到2030年，抽水蓄能投產總規模較“十四五”再翻一番，達到1.2億千瓦左右。如此算下來，到2030年，新興儲能裝機規模將達到6000萬千瓦以上。

截至2020年年底，我國新型儲能裝機規模在300萬千瓦左右。從2020年的300萬千瓦到2025年的3000萬千瓦以上，再到2030年6000萬千瓦以上，儲能的裝機規模不斷擴張，市場前景不言而喻。

現實是，當下的儲能產業發展尚不成熟，市場上獨立的儲能主體寥寥無幾。儲能要實現規模化發展，將廣闊的市場前景變為“錢景”，還急需找到穩定的盈利模式。

產業鏈：中上游在盈利

新型儲能產業鏈圍繞電池開展，主要包括上游的原材料及零部件供應商，中游的電池、變流器、管理系統、其他設備和系統集成商，以及下游的發電側、電網側、用電側應用場景。

在這條產業鏈上，電池是核心。電池和變流器在系統成本中占比最高，超過60%，參與者主要是動力電池制造商、光伏逆變器廠商和電力企業。

動力電池制造商將動力電池的生產制造、系統集成經驗遷移到儲能電池；儲能變流器與光伏逆變器需要的零部件高度相似，光伏逆變器廠商也具備生產儲能變流器的能力；光伏企業、電池企業和電力企業則運用專業的知識和項目經驗，將各個組件組合成適用于不同運行場景的集成系統。

從近期上市公司披露的半年報中可以看到，坊間調侃的“儲能產業， 淘金的沒掙到錢，賣鏟子的倒先把錢掙了”有一定的現實性，做電池、變流器和系統集成的企業市場遍布海內外，是儲能產業鏈上賺到錢的一方。根據中關村產業技術聯盟的統計，2020年國內儲能變流器供應商前十名累計出貨量1.27吉瓦。比如，寧德時代2021年上半年儲能系統收入46.93億元，同比增長727.36%，毛利率高達36.60%。

短期來看，受供需格局錯配影響，2021年以來部分鋰電池材料價格迎來大幅上漲，中游企業也面臨儲能電池成本上漲、盈利空間收窄的局面，目前市場已傳出多家電池廠商漲價的消息。國泰君安對此分析，一方面電池企業會通過長單模式進一步平滑后續價格波動的影響，另一方面龍頭電池企業或將通過直接漲價或者建立終端售價與主要材料價格之間的聯動機制，來傳導成本壓力，電池企業盈利能力后續有望逐步恢復。

長期來看，一系列政策將幫助新型儲能實現市場化發展，這同時意味著行業的競爭也會更加激烈。一旦儲能電池實現規模化商用，電池廠商需要在提高電池循環壽命、降低成本以及提升電池安全性方面下功夫，以保持一定的競爭優勢。

產業鏈：下游三大應用場景

儲能的功能大致體現在四個方面：削峰填谷、電力輔助、容量支撐、輸電資產。具體到儲能的終端應用場景，可以從發電側、電網側和用戶側三個方面來看。

在發電側，儲能的市場客戶主要是光伏電廠、風電廠以及火電廠。對于“新能源+儲能”組合，儲能可以有效平滑新能源場站出力波動，降低新能源隨機性和波動性對電網運行的影響；對于“火電+儲能”組合，儲能也可以分擔火電機組的調頻壓力，提高發電單元整體調節能力。

在電網側，儲能的市場客戶是電網企業。儲能系統可以實現削峰填谷以及調頻、調壓等功能，保證電力系統安全穩定運行；也可以作為事故備用電源，在突發電源或電網緊急事故時，借助儲能本身的能量儲備進行緊急功率支援和應急響應，提升電網安全性和穩定性。

在用戶側，儲能市場客戶主要是工商業用戶和居民用戶。工商業用戶可以通過儲能實現峰谷價差套利，這在客觀上有利于緩解電力供需緊張，降低電網峰谷差，提高電網靈活調節能力；居民側分布式能源和儲能聯合運行，即便在配電網發生故障的情況下，短時間內依然有可靠的電力供給，從而有效降低電網故障導致的停電影響。

從應用場景入手，電廠、電網和工商業用戶都對儲能有需求，但這需求究竟是靠自建還是靠租賃儲能項目來解決，還有個經濟性的考量。

用戶側：商業模式明朗

與依靠補貼開啟發展之路的電動汽車產業不同，新型儲能市場的發展并沒有依靠大規模補貼，一開始走的就是以市場化為主的路子。

用戶側儲能是最先發展起來的。2018年之前，用戶側儲能一直是我國儲能市場增長的領頭羊。工商業用戶端的儲能系統是我國用戶側儲能的主要應用形式，其盈利方式體現在峰谷差價套利、減少基本電費、需求側響應補貼、降低增容費用。基于這樣的盈利方式，此前用戶側儲能項目也主要集中在江蘇、廣東等一些峰谷電價差較高且工商業較為發達的省份。

峰谷差價套利是工商業用戶端儲能最主要的盈利來源，對于削峰填谷這種容量性儲能場景，通常需要比較儲能的度電成本和峰谷價差，以此來衡量儲能項目投資是否有經濟性。

從2020年12月底制定了峰谷分時電價的15個地區看，工商業及其他峰谷價差平均值為0.51～0.55元/千瓦時；中位值為0.48～0.52元/千瓦時，其中北京是峰谷價差最大的地區，達到0.99～1.00元/千瓦時，上海峰谷價差夏季達到0.81～0.83 元/千瓦時。7月26日，國家發展改革委印發《關于進一步完善分時電價機制的通知》，峰谷價差進一步拉大。目前我國的電化學儲能度電成本約為0.51元/千瓦時，與峰谷價差比較得出，用戶側儲能的經濟效應已經顯現，但距離規模應用的0.3～0.4元/千瓦時的度電成本還有差距。

目前，多個省份已出臺需求響應補貼，鼓勵儲能設施等負荷量大的用戶和負荷集成商參與電力需求響應。比如，江蘇的補貼標準為出清價格設置4元/千瓦時價格上限，填谷日前需求響應執行1.2元/千瓦時年度固定補貼單價，實時需求響應執行4元/千瓦時年度固定補貼單價。未來，用戶側儲能參與需求響應的盈利性會更為凸顯。

據上海申銀萬國證券研究所電力設備及新能源組主管韓啟明介紹，未來在微電網、增量配電網、能源互聯網與多能互補相繼試點推進中，用戶端儲能商業模式將更加豐富。

源側網側：經濟性待突破

新能源發電配備儲能系統就是要解決棄風棄光問題，促進可再生能源的并網。電源側儲能的經濟性就與上網電價、儲能系統的日放電量和年工作天數有關。

而電網側儲能主要用于電力輔助服務，以調峰和調頻為主。

調頻屬于功率型儲能場景，對應比較的是儲能的里程成本。調頻指的是當用電負荷發生小幅度波動時，會導致發電機頻率增加或減小，發電機組需要通過調速器和AGC（自動發電控制） 調節發電頻率，恢復到額定頻率。根據一些學者的研究結果，鋰電儲能在調頻服務上已經具備經濟性，里程成本為6.34～9.08元/兆瓦。

調峰屬于容量型儲能場景，對應比較的是儲能的度電成本。調峰指的是更長時間跨度、更大功率范圍內調節發電量與用戶負荷的匹配。在調峰服務上，鋰電儲能的度電成本為0.62～0.82元/千瓦時，是抽水蓄能的3～4倍，經濟性競爭力較弱。但抽水儲能受環境限制，若未來鋰電儲能成本再降，其在調峰服務上的競爭力將會有所提升。

有機構測算過發電側儲能和電網側儲能的經濟性，發現兩者都已經初步顯現出經濟性，有待儲能系統成本降低后，經濟性會有明顯突破。

一個顯著的問題是，儲能項目多是采取“開發商投資+運營”的模式， 開發商負責項目投資建設運行和維護，業主提供場地和電網接入，開發商投資壓力大，推進項目緩慢。且容量電價機制、儲能成本如何納入輸配電價回收等問題尚未解決，市場各方也在觀望中。

8月10日，國家發展改革委、國家能源局聯合發布《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，鼓勵發電企業自建儲能或調峰能力增加并網規模，允許發電企業購買儲能或調峰能力增加并網規模。這在一定程度上激發了新能源發電廠和電網企業投資儲能項目的積極性，儲能資產預計將從“政策要求”向“具備盈利模式”轉變。

其實，對新型儲能商業化的探索遠不止這些，新型儲能的多維應用能否完全施展出來，關鍵還在于經濟性，這有賴于政策支持，也有待于電力市場價格的進一步理順。