近日，國內最大的分布式儲能項目在陜西竣工投運，覆蓋七個縣區的130個鄉村——149套臺區分布式儲能設備，總體容量達29986千瓦時，在滿電情況下，可同時滿足3000個普通家庭一天的用電量。

　　形象地說，儲能就像一個調節水庫，當河流(電力供應)水量充足時，水庫(儲能系統)就會蓄水;當河流干旱(電力需求高峰)時，水庫就會放水，確保下游(用戶)的用能需求得到滿足。

　　這是一個萬億級風口，眼下各地紛紛加碼布局。

　　但技術加速創新、市場前景廣闊、政策大力扶持的新型儲能，卻面臨著一個核心問題，“目前新型儲能仍在商業化初期，商業模式還不夠清晰。”南網儲能(600995.SH)曾公開回應。

　　行業觀察人士表示，商業模式尚未打通，各地已經在加快上馬，新型儲能會不會走上光伏的老路，陷入過剩困局?

　　火起來了

　　“新型儲能”概念眼下異常火爆。

　　包括機械儲能、電化學儲能、電磁儲能等(國內新型儲能賽道，目前以電化學儲能為主)，其產品功能類似一個大型“充電寶”，可用來平衡電網供需關系。

　　相關行業報告顯示，現階段，新型儲能應用場景主要分為用戶側、發電側、電網側。

　　用戶側儲能——是指在家庭或企業內安裝儲能設備，可以在電價低的時候儲存電，在電價高的時候用電，從而降低電費。

　　發電側儲能——是指在發電站(比如風電場、太陽能發電站)旁邊安裝儲能設備，用來儲存過剩的電能或在發電量不足時提供電能。

　　電網側儲能——是指在電網的關鍵節點安裝儲能設備，用來提供多種電力輔助服務，比如頻率調節，響應電網的需求變化，提高電網的穩定性和可靠性。

　　尤其以農村用戶側儲能為例，能極大程度解決村民用電困難問題。臺區儲能型微電網，可在白天光伏發電時，將富余電量存儲起來或跨臺區消納;夜晚用電量較大時，儲能系統供應電量，以削峰填谷的形式，保障多區域村民用電需求。

　　基于早期新能源配儲政策推動，寧夏、新疆、甘肅、青海的儲能電站規模在全國名列前茅;廣西、廣東、山東、四川、湖北等地，亦密集敲定2025年目標——新型儲能裝機2GW以上(GW，1吉瓦=1000兆瓦=100萬千瓦)。

　　國家能源局數據顯示，2023年我國已建成投運新型儲能項目累計裝機規模達31.39GW/66.87GWh。其中，新增新型儲能裝機規模約2260萬千瓦，比2022年底增長超過260%。

　　31.39GW/66.87GWh是什么概念?

　　鎬媒體·鎬京筆記粗略估算，如果所有設備同時最大功率工作2個多小時，可充滿6687萬度電，幾乎相當于16750個家庭一年的用電量。

　　陜西也開始發力。從陜西“十四五”新型儲能規劃布局來看，位于陜北的榆林、延安地區的裝機規模為1.4GW，關中銅川、渭南、寶雞、咸陽等地市裝機規模為1.2GW。

　　今年4月初出臺的《陜西省新型儲能發展實施方案(2024-2025年)》(下稱“《方案》”)指出，要引導新型儲能重點布局在陜北、關中渭河以北新能源富集區域，并且推動新型儲能多場景應用;到2025年，力爭并網新型儲能總規模達到2GW以上。

　　有待發力

　　概念再火，還需要市場來長期驗證。

　　陜西省能源局相關工作人員告訴鎬京筆記，陜西還沒有要求新能源強制配儲，更多是提倡發展網側獨立儲能，鼓勵市場化運作來促進行業發展。

　　問題來了，新型儲能方面，陜西方面市場主體力量發展如何呢?

　　從產業鏈角度來看，儲能企業大致可分為：上游的電池原材料及生產設備廠商，中游的電池組、電池管理系統、能量管理系統、儲能變流器等零部件生產企業，下游的儲能系統集成商。

　　企查查數據顯示，截至2024年4月22日，全國31個省(市、自治區)經營范圍涉及儲能相關業務的企業，共有17萬余家。

　　從各省儲能企業數量來看，廣東、江蘇、浙江位列前三，合計占到全國近三成。有分析指出，廣東省的新型儲能已處于全國領先水平，廣州、深圳、珠海、東莞等城市，已形成相對明確的儲能產業鏈分工。

　　再看陜西，共有相關企業4225家，數量占全國總量2.47%，處于中間位次。

　　某本土新能源企業技術負責人告訴鎬京筆記，“整個西北地區內，陜西儲能產業的發展還是相對緩慢一些，比起其他省份的應用端，陜西大型儲能設備的投入還是不多。”

　　但其同時認為：“現在，省上相關政策出臺后，必將有眾多企業涌入，這就到了考驗企業核心技術和產能部署能力的時候。”

　　目前，西安已經聚集了一批儲能企業。

　　譬如，西交大校友創立的奇點能源，儲能系統產品已被應用于廣東、浙江、寧夏、新疆等地的儲能項目中;特變電工旗下的特變電工西安電氣，其逆變器產品在青海、甘肅、寧夏、新疆等多個大型光伏電站項目均有應用;本土充電樁新秀企業領充新能源也涉足儲能領域，持續在工商業儲能業務發力……

　　幾點建議

　　任何新興行業，必然會面臨商業模式的探索之路。

　　萬億市場風口上的——儲能，亦不例外。

　　現階段，儲能電站的運營有四種常見的商業模式，分別是容量租賃、容量補償、峰谷價差套利和電力輔助服務。

　　容量租賃，是指儲能電站可為風電、光伏電站提供相應容量的租賃服務，相當于把閑置的“充電寶”容量租給別人，從而賺取租賃收益;容量補償，有點像電網給儲能電站的“保險費”，確保在用電高峰時有足夠的電力供應，從而給儲能電站支付一些補償金。

　　再看后兩種，峰谷價差套利，就是借助電力峰谷價機制，在電價低的時段存電，然后在電價高的時段放電，從而賺取差價;電力輔助服務，則是除了基本的電力供應外，儲能電站還可以幫助維持整體電網的頻率穩定，從而獲得電網的服務費。

　　上述本土新能源企業稱：“目前，陜西省儲能行業商業模式以容量租賃和容量補償為主導，峰谷價差套利和電力輔助服務等盈利途徑還不是很成熟。”

　　其同時指出，如果能鼓勵新能源企業通過容量租賃方式形成共享儲能生態機制、鼓勵獨立儲能參與電力輔助服務，儲能市場或將更加活躍。

　　隨著新型儲能技術加速更迭、應用場景持續拓展，行業逐漸進入全新發展階段。在此背景下，就需要政策端進一步打通行業堵點，破除行業發展障礙。

　　目前行業內普遍的共識是——用好獨立儲能模式，將更有利于陜西儲能市場機制加速成熟。

　　這是因為，相對于綜合儲能系統，獨立儲能模式似乎顯得更為“靈活高效”。

　　具體來說，綜合儲能——是指將儲能設備與電網、發電站或其他系統緊密結合，形成統一、協調運作的系統。通常裝機規模較大，能夠存儲更多的能量，可快速響應電網的需求。但是，如果政策支撐與市場需求反應不及時，就會導致整個系統的運營效率低下。

　　然而，獨立儲能——作為一個獨立的商業實體，不依賴于特定的能源系統或電網，可以獨立進行能量充放，具有較高的靈活性和自主性。

　　但是，獨立儲能電站卻也正面臨著商業模式上的痛點。

　　首先，是收益與成本之間的錯配。據浙商證券研究所相關報告顯示，比如建一個100mw/200mwh規模的獨立儲能電站，初始項目投入為4億元，但每年通過峰谷價差套利、容量租賃、容量補償的收入為6150萬元，扣除每年的運營成本以及電池容量因損耗而換新的支出，在其16年使用壽命周期中，IRR(內部收益率)僅為6.6%。

　　其次，市場機制不健全、盈利模式單一也是亟待解決的問題。

　　不過，《方案》也明確提到，鼓勵完善價格機制、共享租賃等市場化運營機制，然而涉及獨立儲能電站前期建設、運營成本等細節，尚未給出具體政策。但隨著國內最大的分布式儲能項目竣工投運，時間會給出答案，走向模式創新的企業、城市終將站上萬億產業“風口”。