新型儲能盈利能力與投資前景分析

　　中能傳媒能源安全新戰略研究院 楊永明

　　《“十四五”新型儲能發展實施方案》指出，新型儲能是構建新型電力系統的重要技術和基礎裝備，是實現碳達峰碳中和目標的重要支撐，也是催生國內能源新業態、搶占國際戰略新高地的重要領域。隨著可再生能源裝機規模快速增長，電力系統對各類調節性資源需求迅速增長，新型儲能呈現出強勁的發展勢頭，項目加速落地，裝機快速提升。在異常火熱的市場背后，新型儲能項目的盈利能力備受關注。如何實現項目的經濟效益、合理反映其在電力系統中的價值，是激發社會主動投資意愿、引導新型儲能產業健康可持續發展的關鍵問題之一。

　　本文對現階段電源側、電網側和用戶側新型儲能的盈利能力進行分析，在此基礎上研究認為，目前源網側儲能具備良好的成長性，工商業儲能是最具商業投資價值的細分市場。投資者在參與儲能市場時應注重優質項目的選擇，同時關注市場變化等情況，以把握機遇并取得長期回報。

　　一、新型儲能盈利能力分析

　　隨著國內儲能相關政策持續完善、市場環境不斷優化，儲能項目盈利渠道逐漸疏通。在電源側，火電站配置儲能提供調頻等輔助服務是當前經濟性較高的儲能應用之一，新能源配儲的盈利空間尚未得到充分開發，經濟性不顯著。電網側獨立儲能逐步擺脫接入位置的約束，提供多重服務，既可以滿足強制配儲要求，又可以通過租金收益、輔助服務收益等提升經濟效益，商業價值逐步顯現。用戶側儲能以峰谷電價差套利為主要收益模式，相比電源側、電網側儲能，目前用戶側儲能中工商業儲能的盈利模式最為成熟清晰。

　　(一)電源側儲能

　　發電側儲能建在各個火電廠、風電場、光伏電站，是各種類型的發電廠用來促進電力系統安全平穩運行的配套設施。根據用途的不同，電源側新型儲能一般與常規火電機組或與新能源發電機組聯合配置。

　　1與火電聯合

　　火電配儲能，即火電廠加裝儲能設施，通過火儲聯合調頻方式，發揮儲能快速響應優勢，從技術上縮短火電機組響應時間，提高火電機組調節速率及調節精度，提升火電對電力系統的響應能力，被視為當前主要的調頻手段之一。

　　國家能源局此前頒布的《并網發電廠輔助服務管理實施細則》與《發電廠并網運行管理實施細則》等文件，為火儲聯調項目確立了補償機制。近幾年火電配電化學儲能在我國已有廣泛應用，山西、廣東、內蒙古、河北等地都有發電側火儲聯合調頻項目。

　　從盈利模式來看，與火電聯合配置的儲能主要通過提高電廠調頻響應能力、參與調頻輔助服務而獲取收益。

　　在實際操作中，火儲聯調項目參與的是電力輔助服務市場中的AGC(Automatic Generation Control，自動發電控制)調頻(二次調頻)市場，火電廠調頻效果主要由機組綜合性能指標K值來體現，通過加裝儲能設施，火電廠機組綜合性能指標K值可以提高2至3倍，調頻能力明顯提高。調頻效果越好，收益也越高。根據相關介紹，一個60萬千瓦的火電機組若配置3%的電化學儲能，項目調頻收益可達200萬～300萬元，投資回收期為4～5年。

　　2018年以來，在各地輔助服務政策的支持下，儲能輔助火電AGC調頻成為國內儲能行業為數不多、門檻較高且率先實現商業化的運營模式。目前來看，火電站配置儲能提供調頻等輔助服務是當前經濟性較高的儲能應用之一。

　　從市場前景來看，和電能量調節相比，調頻輔助服務市場空間較小，大量儲能技術涌入調頻市場必然對調頻價格造成較大沖擊。短期看，一些裝機規模較大、自身調節能力較強的火電機組在進行儲能配置的改造后，收益會更有保障。長期看，隨著頂層設計、配套機制的不斷完善，火儲聯調未來還會拓展到一次調頻市場，從而進一步拓寬盈利渠道，收益空間會更加明朗。

　　案例

　　2021年11月，上海電氣首個火儲聯合調頻項目——廣東粵電大埔電廠儲能調頻項目通過儲能性能試驗及儲能聯合機組試驗和試運行階段，正式投入商業運營。該項目是在廠內2×600MW燃煤發電機組側安裝建設一套18MW/9MWh儲能調頻系統，并采用先進的鋰電池和EMS能量管理技術，以“一拖二”方式與其中一臺機組聯合響應電網AGC調度指令，以此獲得調頻收益。經過連續兩個30天試運行，項目整體表現不俗，2臺機組綜合性能指標進入市場前10%，調頻凈收益在市場排名前列。

　　2與新能源聯合

　　新能源配儲能，即風電、光伏等新能源發電站在場區內建設儲能設施，作為電站的配套設備，包括風儲、光儲、風光儲多能互補等具體形式。鑒于風電和光伏發電的間歇性和波動性等特征，新型儲能作為新能源的“穩定器”，能夠平滑新能源輸出，是提升地區消納空間的有效途徑。

　　2021年7月，國家能源局印發《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》提出，為鼓勵發電企業市場化參與調峰資源建設，超過電網企業保障性并網以外的規模初期按照功率15%的掛鉤比例(時長4小時以上)配建調峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優先并網。截至目前，國內大部分省份已明確要求并網新能源項目按一定功率配比配置儲能，主管部門在項目審批、并網等環節對新能源電源側配儲能項目也給予一定傾斜。對于新能源開發建設來說，配儲幾乎成為標配。

　　從盈利模式來看，與新能源聯合配置的儲能主要通過降低棄風棄光電量增加電費收入，通過支撐新能源電站參與電力現貨和輔助服務市場獲取更高收益。另外，國家能源局提出要加強儲能并網運行管理，推動建立儲能電站運行效果評估與考核機制，將儲能電站納入“兩個細則”考核范圍，新能源配建儲能與新能源電站一起參與考核，減少考核支出，提升儲能電站運行水平。

　　目前來看，新能源配儲的盈利空間尚未得到充分開發，新能源配儲收益普遍較低。同時，儲能項目成本也未明顯降低。根據相關測算，一座光伏電站配建裝機量20%、時長2小時的儲能項目，其初始投資將增加8%～10%;而風電場配建同樣容量的儲能項目，其初始投資成本將增加15%～20%。收益偏低疊加初始投資成本增加，給新能源企業帶來較大壓力，企業對于儲能項目應用意愿不高，但由于政策要求，不得不配儲，于是一些企業可能傾向于選擇性能較差、初始成本較低的儲能產品，把儲能作為可再生能源優先并網的工具。在此情況下出現了新能源配儲規模擴大但利用率低迷的現象。根據中電聯2022年11月發布的《新能源配儲能運行情況調研報告》，新能源配儲利用系數僅為6.1%，相比火電廠配儲15.3%、電網側儲能14.8%、用戶側儲能28.3%的利用系數，顯然，新能源配儲利用系數最低，整體調用情況不理想。現階段新能源配儲經濟性不顯著，制約了新能源發電側配儲項目的發展，政策仍是當前新能源配儲發展的主要驅動因素。

　　從市場前景來看，考慮到新能源滲透率持續提升過程中對靈活性資源的需求將不斷加大，配儲在未來仍將會持續作為新能源項目開發、并網時的加分項或必答題。值得關注的是，雖然配儲要求仍在繼續，但是各地主管部門對于配儲方式要求逐步靈活化。新能源項目配置儲能正在由新能源場站內配建逐步轉向鼓勵和支持建設獨立儲能電站、新能源項目租賃容量的方式。例如，2022年8月8日，江蘇省發展改革委發布《江蘇省“十四五”新型儲能發展實施方案》，提出鼓勵新能源電站以自建、租用或購買等形式配置儲能，發揮儲能一站多用的共享作用。由新能源發電企業按年度支付儲能租賃費用，儲能企業按照容量提供調峰服務，鼓勵簽訂長期協議或合同。長遠看，今后或將有更多地區通過租賃方式完成儲能配置要求，而解決新能源配儲收益問題，只是時間問題，但具體的落地細則，需要結合地方稟賦。這是一個長期多方博弈的過程，趨勢前景比較樂觀，但過程較為復雜，需要各方共同努力和全行業的關注。

　　案例

　　2020年6月，山東省萊州市土山鎮一期120MW+6MW/12MWh光儲融合項目正式并網發電。按當時的要求，光伏電站配置12MW/24MWh(10%×2h)的儲能系統;經過調試，該儲能電站接入省級平臺，可由省調直接調度。

　　據該電站站長介紹，由于項目采用了陽光電源自主研發的大型光儲電站PowMart智慧能源解決方案，從頻率擾動至目標值調節響應時間小于400ms，完全滿足高標準并網技術規范要求，因此成為當地的標桿電站。僅2021年4月，該電站就被省電網調用了15次，調用頻率50%;儲能電站轉換效率平均在88%左右，并且幾乎沒有故障。按山東200元/MWh的補貼標準，當月電站獲得超過6萬元的補貼。

　　除調峰補償費外，儲能電站還能有效節約廠用電費。光伏電站的廠用電占到總發電量的0.5%左右，執行當地的大工業電價。因此，是一筆不少的運營費用。據介紹，每天下午接到電網不參與調度命令后，電站就會將當日的部分發電量進行存儲。項目上網電價為0.4148元/度。即使考慮88%的轉換效率，廠用電也能節省0.1～0.2元/度的電費成本。二期實現平價上網后，電費節省幅度會更大。

　　即便采取上述兩種方式，儲能電站的成本回收期仍然很長。如果按當時約2元/Wh的投資標準計算，山東萊州項目儲能電站總投資約為4800萬元。按照實際的運營狀況來看，預期15年能收回投資。這無疑會拉長整個光伏電站的投資回收期。

　　(二)電網側儲能

　　電網側儲能，狹義上，是在已建變電站內、廢棄變電站內或專用站址等地區建設并直接接入公用電網的儲能系統。廣義上，是指電力系統中能接受電力調度機構統一調度、響應電網靈活性需求，能發揮全局性、系統性作用的儲能資源。從廣義范圍看，儲能項目建設位置不受限制，投資建設主體具有多樣性，服務提供方主要有發電企業、電網公司、參與市場化交易的電力用戶、儲能企業等，所提供的服務包括調峰、調頻、備用電源等電力輔助服務和獨立儲能等創新服務，目的是維護電力系統安全穩定、保證電能質量等。

　　對于2019年以前建設的電網側儲能，其成本可納入輸配電價回收，因此電網公司可采取有效資產回收模式運作儲能項目，但在國家發展改革委2019年5月發布《輸配電定價成本監審辦法》后，該模式不再適用。從收益來看，參與電網側調峰、調頻的儲能項目收益主要來自于輔助服務補償，值得注意的是，根據“誰提供、誰獲利;誰受益、誰承擔”原則，輔助服務補償應當由發電側和用戶側共同承擔，但是國內電網側輔助服務成本目前還難以傳輸到用戶側，在一定程度可能會限制輔助服務市場的發展。

　　無論是前面提到的新能源配儲，還是此處的電網側儲能，單一側建立儲能電站成本高且收益渠道單一，經濟性不顯著，新能源場站和電網側建設儲能電站的積極性不高。國家發展改革委、國家能源局多次提出探索推廣獨立儲能模式，發揮儲能電站一站多用的共享作用。

　　●獨立儲能

　　獨立儲能以第三方資本投資為主建設，直接接入電網運行。2021年12月，國家能源局發布了《電力并網運行管理規定》和《電力輔助服務管理辦法》，確認新型儲能參與輔助服務的發展方向。2022年5月，國家發展改革委和國家能源局發布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》，指出“符合相關標準規范和電力市場運營機構等有關方面要求，具有法人資格的新型儲能項目，可轉為獨立儲能，作為獨立主體參與電力市場”，鼓勵以配建形式存在的新型儲能項目，選擇轉為獨立儲能。《通知》同時規定，獨立儲能電站向電網送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，進一步提升了獨立儲能模式的經濟性。隨著儲能獨立市場主體地位確立，各種政策利好相繼釋放，電網側儲能更多以獨立儲能電站的形式落地。

　　需要關注的是，除了小部分作為輸配電基礎設施的儲能系統外，電源側和電網側儲能在實際應用中邊界正在模糊。獨立儲能在推出初期，由于其接入位置并非電源側和用戶側，并且其服務價值主要通過向電網提供輔助服務來體現，因而通常被分類為電網側項目。隨著國內可再生能源裝機占比逐步增長、輔助服務市場日益成型，越來越多的儲能項目開始擺脫接入位置的約束，提供多重服務，包括利用獨立市場主體地位進行輔助服務市場交易，出售或租賃儲能容量調節能力給發電企業、電網企業、電力用戶等具有儲能使用需求的主體，儲能既可以與一般新能源配儲項目一樣滿足強制配備儲能的要求，還可以通過規模化建設降低成本，并通過租金收益、調峰、調頻服務費等收益提升電站經濟效益，具有較為明顯的優勢。獨立儲能商業模式初步形成、收益模式更為多樣，是儲能從規模化邁向市場化發展的重要表現。

　　獨立儲能的運營模式主要分為兩種。一種是自投資、自運營，由獨立儲能運營商用自有資金或者其他融資方式獨立投資建設儲能電站，同時利用自己的運營、維護和檢修團隊對儲能電站進行日常運維，儲能電站獲取的全部收益歸自身所有。另一種是租賃，包括融資性租賃和經營性租賃。融資性租賃是獨立儲能運營商租賃儲能電站進行經營并負責儲能電站運維，在整個租賃期間獨立儲能運營商享有使用權但沒有所有權，租賃期滿后，儲能電站所有權轉移至獨立儲能運營商。經營性租賃是獨立儲能運營商聯合電池廠家共同建設儲能電站，獨立儲能運營商與電池廠家簽訂儲能核心設備租賃合同，由電池廠家提供儲能設備，獨立儲能運營商統一建設儲能電站，并由電池廠家在租賃期間內提供運維服務。該模式的優勢在于可引導電池廠家等社會資本進入儲能電站建設領域，減少儲能電站建設初始資金投入，實現儲能運營商與電池廠家的合作共贏。

　　從盈利模式來看，獨立儲能盈利渠道有共享租賃、輔助服務、現貨套利、容量電價補償等，其中共享租賃為最主要盈利方式。

　　獨立儲能盈利模式

　　共享租賃，即儲能項目的投資方或業主將儲能系統的功率和容量以商品形式租賃給源、網、荷側的目標用戶，秉承“誰受益、誰付費”的原則向承租方收取租金，具體可以包含設備使用費、運維費用、軟件費用、安裝成本、稅費等，其客戶可以是大規模公共事業電網、獨立發電企業、工商業用戶、離網型能源用戶等。對投資商而言，容量租賃費用是目前大部分獨立儲能電站最核心且較穩定的收益來源。各省獨立儲能電站均采用容量租賃模式獲得收益，容量租賃費用不等，通常在200～350元/kWh/年之間。例如：河南省最新制定“十四五”獨立儲能容量租賃費用標準為200元/kWh/年，山東省為330元/kWh/年，湖南省容量租賃費用較高，為450～600元/kWh/年。

　　輔助服務，即儲能電站通過提供調峰、調頻(包括一次調頻、二次調頻)等輔助服務，獲得輔助服務收益。輔助服務是各地區探索的重點，收益模式逐漸完善。調峰、調頻服務通常不能同時參與，目前調峰是輔助服務最常見的品種，除電力現貨市場試點省份外，大部分地區儲能電站通過調峰獲得輔助服務收益。部分省份根據自身情況創新輔助服務品種和參與機制：山西省在全國首次針對獨立儲能設立一次調頻輔助服務市場;甘肅省在全國范圍內首次為儲能電站開放調峰容量市場;青海省則首次提出，儲能電站可同時參與調頻、調峰市場，或同時參與調頻、現貨電能量市場，提高儲能利用率。目前，各省儲能輔助服務具體收益額度不同，調峰多為按調峰電量給予充電補償，價格從0.15元/kWh到0.8元/kWh不等。而調頻多為按調頻里程給予補償，根據機組(PCS)響應AGC調頻指令的多少，給予調頻補償。

　　現貨套利，指的是在電力現貨試點，獨立儲能電站利用分時價差，通過參與電力現貨市場實現峰谷價差套利，既實現自身盈利，又實現新能源消納。就目前試行的電力現貨交易市場運行規則看，交易主體通過省級交易平臺，在電力調度機構的安排下，經市場申報、信息發布等流程，在日前市場、日內市場、實時市場等主要輔助服務市場中實現市場出清。截至2022年底，全國共有17個省級(區域)電力市場啟動了電力現貨交易試點，而獨立儲能參與電力現貨市場交易機制尚處于起步期。2022年，山東在全國率先推行獨立儲能參與現貨交易，寧夏、湖南緊隨其后。根據《山東省電力現貨市場交易規則(試行)(2022年試行版V1.0)》，獨立儲能電站可以自主選擇參與調頻市場或者電能量市場。在電能量市場中，儲能電站“報量不報價”，在滿足電網安全穩定運行和新能源消納的條件下優先出清。在調頻市場，儲能電站須與發電機組同臺競價。山東電力現貨市場峰谷價差大，為獨立儲能電站創造更大盈利空間。山東已開始了儲能參與現貨市場的實踐，2022年現貨市場不間斷結算試運行中，山東共有6家(共503MW)獨立儲能電站參與現貨電能量市場交易。

　　容量電價補償，即各地國網電力公司、電力交易中心等有關部門，按照容量補償電價，定期向電力用戶收取容量電費，并將一定比例的費用補償給獨立儲能等市場機組。儲能與備用火電在系統中的作用類似，利用小時有很大的不確定性，僅靠電量電價難以維持經濟性，因此需要容量電價予以兜底。另一方面，與抽蓄、火電不同的是，新型儲能電站建設便捷，調節性能優異，國家政策方向是將之盡可能推向電力市場去獲利，因此容量電價僅為收益保底手段，對電站成本回收效果極小，往往不能作為項目的主要盈利模式。該機制目前主要在山東、青海等地試行。2022年6月30日，山東正式印發《關于2022年山東省電力現貨市場結算試運行工作有關事項的補充通知》指出，要完善容量補償機制。堅持新型儲能市場化發展方向，推動獨立儲能電站積極參與電力現貨交易，按月度可用容量給予適當容量補償費用。隨后，2022年8月31日，山東省發展改革委、山東省能源局、國家能源局山東監管辦聯合印發《關于促進我省新型儲能示范項目健康發展的若干措施》，提出對參與電力現貨市場的示范項目按2倍標準給予容量補償，獲得容量補償收益。

　　就各地而言，以山東為代表的多個省份在獨立儲能的收益機制和商業模式上做出了許多有益探索。目前，山東獨立儲能電站有共享租賃、現貨套利和容量電價補償三種收益模式。據山東電力工程咨詢院數據，一個100MW/200MWh獨立儲能電站每年有望獲得現貨套利收益約2000萬元、共享租賃收益約3000萬元，以及容量電價收益約600萬元。在總投資約4.5億元、融資成本4.65%的基礎上，項目有望實現資本金收益率8%以上。而放眼全國，獨立儲能盈利模式和盈利水平與各省電力市場建設進程、新能源配儲政策等多因素有關，各省之間存在差異，項目經濟性難以一概而論。

　　從市場前景來看，隨著獨立儲能電站商業價值逐步顯現，獨立儲能正在成為儲能行業中的熱點。據高工儲能統計，2023年開年中標的儲能項目主要為可再生能源儲能、獨立儲能、海上風電儲能等不同類型。其中獨立儲能數量高達12個，占比接近40%。預計共享租賃、現貨交易、輔助服務、容量電價補償等盈利模式將在全國獨立儲能電站滲透。隨著電力市場改革進一步加速，獨立儲能對于電力中長期交易、現貨、調峰、調頻、備用等電能量及電力輔助服務市場的參與廣度和深度都會有所提高，在此過程中，獨立儲能的價值也會得到更廣泛的認可，進而推動儲能項目投資建設進一步加速。業內分析認為，獨立儲能有望成為2023年儲能行業發展的主要增長極。

　　案例

　　華自科技城步儒林儲能電站是國內首個由社會資本主導投資的電網側儲能示范電站。根據湖南省的儲能政策，2022年12月31日之前并網的電站按容量的1.5倍進行結算，2023年6月30日之前并網的電站按容量的1.3倍進行結算。電力輔助服務市場深度調峰價格在400元/MWh左右。假設儲能電站出租率為100%，同時在已考慮充放深度的情況下，1年參與電力輔助調用330天，每天一次充放。

　　電力輔助服務收益方面，電網公司按照每次調用規模及調用次數，向儲能電站支付費用，按照上述條件，預計一個規模100MW/200MWh的儲能電站的電力輔助服務收入(含稅)約為2640萬元/年。

　　容量租賃收益方面，城步儒林儲能電站項目一期的50MW/100MWh已于2022年初投入運營，已建成的儲能服務規模全部出租給新能源發電公司，根據相關合同，共計獲得含稅收入為2240萬元/年。以上述已簽署的合同為測算依據，預計一個規模100MW/200MWh的儲能電站的儲能配套服務收入(含稅)為4480萬元/年。

　　綜上，測算出的儲能電站總體收益如下：

　　城步儒林項目收益測算表

　　公司自持儲能電站全生命周期收益測算表

　　2022年11月公司《向特定對象發行A股股票募集說明書》中的數據顯示，城步儒林項目已建成并投入運營的一期工程50MW/100MWh規格，在2022年5月中至6月末連續的51天中(含未被調用的時間)，共被累計調用深度調峰調用服務4595.69MWh，產生電力輔助費用111.79萬元，平均單價為243.26元/MWh。預計在正式成為試點項目后，將增加調用服務費209.92元/MWh。

　　來源：中信證券

　　案例

　　青海格爾木美滿閔行儲能電站是國內首座第三方投資建設的獨立儲能電站，項目一期裝機容量32MW/64MWh，2020年11月投運。電站由上海電氣國軒新能源科技有限公司提供磷酸鐵鋰電池儲能系統，上海電氣新能源公司做EPC總包。儲能電站接入至青海當地電網，能夠有效解決周邊地區新能源場站棄光、棄風問題。

　　該項目沒有披露成本，參考儲能電站裝機容量100MW/200MWh成本為4.5億元、年支出約5000萬元，該項目總成本至少上億元、年支出超千萬元。項目收益來自兩部分。一是作為調峰資源提供商，收取電網側調峰收入，一年的調峰收入約279萬元。二是和新能源場站業主分享對電站的補貼收入，一年的補貼收入共681萬元，儲能電站分享其中一部分。

　　2021年7月—2022年8月格爾木美滿閔行儲能電站收益情況

　　注：681萬元的補貼收入是儲能電站和新能源場站業主共享。

　　從格爾木美滿閔行儲能電站的收入和支出看，目前電站的收入不足以支撐每年的運行費用，沒有實現盈利。青海省正在積極探索進一步豐富獨立儲能電站的應用場景，隨著獨立儲能電站參與電力現貨市場交易的概率增大，以及參與電力輔助服務市場的廣度和深度增加，收益渠道有望進一步拓展，經濟性有望提升。

　　來源：畢馬威

　　(三)用戶側儲能

　　用戶側儲能，是在不同的用戶用電場景下，根據用戶的訴求，以降低用戶的用電成本、減少停電限電損失等為目的建設的儲能電站。用戶側儲能主要依托分布式新能源、微電網、增量配網等方式建設，應用于城市、工業園區、大型商業綜合體、大型用電企業、家庭等場所，在其中發揮支撐分布式供能系統建設、提供定制化用能服務、提升用戶靈活調節能力等作用，同時通過參與電力現貨市場或利用峰谷價差套利實現盈利。根據終端用戶的不同，用戶側儲能可分為戶用儲能和工商業儲能。

　　1戶用儲能

　　戶用儲能，即用于家庭用戶的儲能系統。戶用儲能系統通常與戶用光伏系統組合安裝，為家庭用戶提供電能。戶用儲能系統可以提高戶用光伏自發自用程度，減少用戶的電費支出，并在極端天氣等情況下保障用戶用電的穩定性。國內戶用儲能正在示范階段，目前只在部分高端別墅等少量場景應用。

　　從盈利模式來看，峰谷價差套利是戶用儲能最主要的獲利途徑，即夜間電價低谷時段為儲能電站充電，白天電價高峰時段放電，以此降低用戶用電成本，體現儲能經濟價值。

　　國內推行戶用儲能具有現實意義，站在更普及、惠民的角度，以家庭、單元樓亦或小區為單位進行分布式儲能的推廣能夠幫助用戶享受更低廉的用電成本。對于高電價、高峰谷價差或電網老舊地區的用戶，購置戶儲系統具備較好的經濟性，家庭用戶具有一定的購置戶儲系統的動力。但目前來看，戶用儲能在我國實現普及還存在較高門檻。在政策端，需要明確標準化產品的執行標準;在市場端，要讓用戶明確看到其經濟價值。但我國現階段居民用電成本較低，且多數房型不便于安裝第二發電來源甚至第三發電來源，因此經濟價值尚不明顯，由此我國戶用儲能普及率較低。

　　從市場前景來看，我國是儲能產品出貨大國，隨著工藝越發成熟，制造成本將進一步降低，產品性價比將會提升。同時，隨著相關政策持續完善、市場機制不斷健全，套利空間將會得到釋放，經濟性將會顯現。伴隨整縣光伏加速推進，戶用儲能或將在電力供應不平穩的偏遠地區、離島、別墅，以及城市高端智能家庭等多種場景中得以應用。未來，農村等場景將會以家庭為單位實施和推廣分布式光儲一體化的戶用儲能系統，園區、寫字樓、小區等單位也將會興起小規模、集中式的分布式儲能電站，其中的充電資源和調節單元將越發豐富。

　　近日，國家發展改革委等七部門聯合出臺《關于促進電子產品消費的若干措施》，提出持續推動家電下鄉，因地制宜支持家用儲能設備等綠色節能家電推廣使用。文件的發布對于用戶側儲能無疑是重大利好，鄉村這個廣闊的儲能市場將逐步被開發，戶用儲能也將成為一個新的增長點。根據中國儲能網的預測，到2025年，我國戶用儲能行業的市場規模預計將達到500億元人民幣，年均增長率約為20%。

　　對于我國儲能企業而言，戶用儲能市場目前主要在海外，且集中于to C端，面向大眾消費者，業務拓展更多依靠渠道和品牌推廣，企業是否具備本地化能力是其能否進一步發展的重要因素。與歐美本土企業相比，我國企業在終端產品市場占據的份額相對較小，但在儲能鋰電池、儲能變流器等戶用儲能產業鏈的關鍵環節中，國內動力電池企業、光伏逆變器企業具備強勁的競爭力，持續發力海外戶用儲能市場。

　　2工商業儲能

　　工商業儲能是儲能系統在用戶側的典型應用，主要應用在工廠、商城、光儲充一體化和微網等場景中。工商業用戶配置儲能的主要原因是滿足自身內部用電需求，利用峰谷電價差套利降低運營成本，儲能也可作為備用電源以應對突發停電事故。若配置光伏，還可實現光伏發電最大化自發自用，有效提升清潔能源的消納率。

　　從盈利模式來看，工商業儲能盈利渠道有峰谷套利、能量時移、需求管理、需求側響應、電力現貨市場交易、電力輔助服務等，其中峰谷套利為最主要盈利方式。相比電源側、電網側儲能，目前工商業儲能的盈利模式最為成熟清晰。

　　工商業儲能盈利模式

　　我國工商業普遍實行分時電價政策和尖峰電價政策。2021年7月，國家發展改革委發布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，要求系統峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4：1，其他地方原則上不低于3：1，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%，峰谷價差拉大，為用戶側儲能大規模發展奠定了基礎。2022年底，各省市相繼出臺完善分時電價機制相關政策，加強峰谷電價價差。2023年，我國工商業電價的調整讓工商業經濟性得以大幅提升，具體包括峰谷價差拉大、時段調整等。據統計，2023年上半年我國共有22個省份最大峰谷價差超過0.6元/kWh，大部分省份的峰谷價差相較于去年同期持續拉大。最大峰谷價差位列前五的省份分別是廣東省(珠三角五市)1.352元/kWh、海南省1.099元/kWh、湖北省0.985元/kWh、浙江省0.970元/kWh、吉林省0.961元/kWh。

　　2023年上半年全國各地最大峰谷價差情況(單位：元/kWh)

　　峰谷價差的拉大拓寬工商業儲能盈利空間，工業用地企業配置儲能的積極性將隨之提高。此外，2023年1月，《國家發展改革委辦公廳關于進一步做好電網企業代理購電工作的通知》明確鼓勵支持10千伏及以上的工商業用戶直接參與電力市場，工商業用戶電力交易更加市場化，這對于儲能企業而言，意味著其可以通過電力市場交易，在低電價時充電，高電價時放電，直接獲取峰谷價差帶來的收益，有效拓寬儲能項目盈利空間。

　　在地市層面，浙江、湖北、湖南、上海、安徽、廣東、海南等省市的分時電價每天設置了兩個高峰段。以浙江為例，該省規定每日8點—11點及13點—19點為高峰段，19點—21點為尖峰段。如果配有2h儲能系統，則可于第一個谷時(6點—8點)進行充電，并于第一個高峰段(8點—11點)放電兩小時;于第二個谷時(11點—13點)進行充電，于尖峰段(19點—21點)放電。如此以來，用戶利用儲能每天實現兩次充放電循環，得到兩次套利。以浙江省新建3MW/6MWh用戶側儲能項目為例，僅考慮峰谷套利收入的情況下，當儲能設備每年運行300天，每天兩充兩放，尖/峰谷價差為每度電0.9819/0.6197元，5.47年可收回初始投資，IRR(內部收益率)達9.36%，在全國范圍內峰谷價差持續拉大和儲能投資成本不斷下降的趨勢下，有望將IRR提升至20%以上，工商業儲能經濟性愈發明顯。同理，廣東、海南等省儲能投資回收周期均在6年以內，“兩充兩放”模式能夠幫助提升儲能系統的利用率，縮短成本回收周期。對于浙江、廣東等制造業較為發達的沿海省份，其豐富的制造業負荷資源以及有競爭力的峰谷電價差，吸引了大量的資本投資，助推工商業側儲能落地發展。

　　除了兩次套利，為鼓勵工商業用戶興建儲能電站，政府還出臺了一系列儲能補貼政策，稅收政策以及市場準入政策等，這在一定程度上降低了儲能設備的投資成本和運營成本，提高了儲能電站的收益水平，有助于吸引更多的投資和資本進入工商業儲能領域，提高行業的發展速度和規模。據統計，全國各地正在實施的儲能補貼政策超過30項，主要集中在用戶側，并注重與分布式光伏相結合。并且通過允許儲能電站隔墻售電等舉措，儲能的市場價值進一步顯現。這些政策能刺激產業生態和新型應用模式的建立，形成長尾效應。

　　從市場前景來看，我國第三產業和城鄉居民用戶的用電量占比不斷提升，電力系統峰谷差率拉大，未來峰谷價差有望進一步拉大或維持高位，加之規模效應帶來的儲能系統初始投資額下行，工商業儲能的經濟性將進一步凸顯。隨著電力市場化改革的推進，工商業用戶逐步進入電力市場，分時電價機制完善、高耗能用電成本上升將刺激工商業用戶儲能配置需求。像高耗能純用電企業、污水處理廠、無機基站、數據中心IPC機房、光儲充一體的充換電站、聯通岸電的港口、兩部制電價的大工業企業等都是工商業儲能主要目標企業。這些企業用電需求量大，工商業儲能或將成為其實現緊急備電、維持正常經營、降低能源支出的重要手段，峰谷價差對其來說是非常好的套利回本機會。整體來看，受到峰谷價差拉大及相關政策因素的影響，用戶側儲能相對于電源側、電網側儲能將得到越來越多的關注，擁有更大的發展潛力。

　　案例

　　藍思科技(東莞)光儲項目儲能電站，于2022年9月投產，是目前國內單體容量最大的用戶側儲能電站，建站規模達105.8MWh、配備光伏建站規模達5.9MWp。儲能電站幫助藍思科技實現用電削峰填谷，緩解高峰用電壓力，每年轉移高峰負荷約3650萬kWh;屋頂光伏年發電量約540萬kWh，二者結合，每年可幫助企業節省用能成本約700萬至800萬元。除了正常的峰谷套利外，藍思科技還可以進行系統的容量費用管理，在為企業穩定供電的同時，降低企業的最高用電功率，從而降低容量費用。項目總體預計7至8年左右能收回前期投建成本，設計運行壽命是15年，也就是說，七八年后將實現純盈利，降本增效成果顯著。

　　二、市場景氣度及投資前景分析

　　儲能行業整體的高速增長確定，未來想象空間加大且前景愈發清晰，吸引企業加速布局、資本踴躍加入。行業規模釋放為產業鏈相關企業帶來機遇，預計源網側儲能與工商業儲能板塊是2023年投資的核心。

　　(一)儲能市場高增長具備高確定性

　　今年上半年全國風電、光伏發電新增并網裝機達1.01億kW，要在保障電力安全的前提下，消納占比迅速提高的風光發電電量，亟需加強電力系統靈活性調節能力，這為儲能快速發展創造了良好機遇。隨著政策體系逐步完善和市場環境不斷優化，多項示范引領帶動效果凸顯，新型儲能發展進入了快車道。

　　國家能源局數據顯示，截至2023年6月底，全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規模超過1733萬kW/3580萬kWh，平均儲能時長2.1小時。1—6月，新投運裝機規模約863萬kW/1772萬kWh，相當于此前歷年累計裝機規模總和。從投資規模來看，按當前市場價格測算，新投運新型儲能拉動直接投資超過300億元人民幣。未來隨著儲能商業模式的完善以及政策的進一步推動，我國儲能市場的高增長具備高確定性。

　　(二)產業資本加大投資力度

　　新型儲能特性與傳統的儲能技術形成優勢互補，得到了更廣泛的認可，行業熱度的提升推動產業資本加大投資力度，能源企業、社會資本等各種投資主體對于新型儲能的投資熱情高漲，加快了新型儲能項目建設和落地進度。

　　根據業內相關統計分析，2023上半年，國內儲能產業鏈共有97家初創企業完成了融資，總金額近200億元，廣泛覆蓋了儲能系統集成、PCS，鋰電池和鈉電池電芯及關鍵原材料、電池回收等儲能產業鏈的各個主要環節。從融資輪次來看，超六成的項目處在天使/種子輪、Pre-A輪和A輪。

　　已完成融資的企業，其所處階段大多趨向早期，特別是電池技術及其關鍵材料領域。隨著產業發展加速、產品開發和量產周期縮短，這種“投早投小”的投資策略在儲能領域已愈發明顯。中后期項目由于企業成熟度高、成長通道較為明確清晰，因而估值高、投資競爭較為激烈。與之相比，機構會選擇挖掘那些尚處于早期且估值相對合理的企業進行布局，在項目研發早期及時介入，等到項目量產或者得到市場檢驗后，企業的估值和投資回報往往會快速增長。

　　(三)源網側儲能具備良好的成長性

　　源網側儲能，也就是通常所說的大儲，考慮到國內新能源裝機增長、配儲比例與時長增加等因素，市場蓬勃發展，有望實現高速發展，其中獨立儲能以配儲需求為主，或將成為引領國內大儲裝機增長的主要驅動力。近期國內招中標量持續增長，顯現行業的景氣趨勢。儲能商業模式因地制宜，重點區域獨立儲能理論上已具備經濟性，但在實踐中，市場對其盈利能力存在一定疑問，未來獨立儲能商業模式在各地逐一落地將進一步刺激裝機增速提升。

　　2023年上半年實現儲能項目并網的開發商超65家，其中并網項目規模超200MWh的開發商共31家。并網規模排名前十位的開發商全部為央國企，包括國家電投、華潤、新華水電、華電、中能建、三峽、國網時代、大唐、中電建、粵水電。國家電投儲能項目的并網規模遙遙領先，達到1GW/2.3GWh，廣泛涉及了獨立式儲能、可再生能源儲能、用戶側儲能等多個領域，項目遍布山東、寧夏、湖南、新疆、內蒙古等9個地區。民企開發商也在2023上半年大舉推進獨立式儲能項目的開發建設，實現獨立式儲能項目投運的企業包括協合新能源、華自科技、阿特斯、陽光新能源、三一、奇點匯能、風脈能源等企業。

　　國內大儲市場機遇良好，重點環節參與者值得關注。其中，儲能電池和PCS是產業鏈價值最高的兩個環節，分別占系統成本的60%和15%;儲能安全環節、溫控和消防環節分別約占系統成本的2%～5%，板塊價值量有望進一步提升。具體而言，電池環節的國內企業競爭力強，有望充分受益于國內和全球大儲市場加速發展，隨著獨立儲能的逐步推廣，具備技術和產品性能優勢的企業有望獲得長足競爭力。PCS環節主要參與者為光伏逆變器廠商，憑借在自身賽道已有多年積累，大部分廠商向下一體化進入系統集成環節，在大儲集成賽道形成一定壁壘。系統集成環節目前參與者眾多，包括專業集成商、大功率PCS廠商、老牌電力設備廠商等，其中，擁有項目經驗、PCS等核心部件自研能力的企業具備優良的競爭優勢。儲能溫控環節包括精密溫控、工業溫控和汽車溫控等企業，技術較為成熟。隨著儲能溫控需求增長，加上液冷方案滲透率提升，相關企業有望迎來新的業績增量。儲能消防環節涉及安全問題，在儲能系統中的價值量有望增加。新國標《電化學儲能電站安全規程》于2023年7月1日開始實施，有望推動Pack級保護的消防方案占比進一步提升。

　　(四)工商業儲能是最具商業投資價值細分市場

　　我國用戶側儲能市場容量巨大，規模以上工業企業、工業園區等數量眾多，加之酒店、商城、賓館等各色商業形態都有很大的儲能需求。在政策支持下，國內峰谷電價差拉大，成本持續下行疊加電力交易收益提升，推動工商業側的儲能需求釋放，工商業側儲能被視為最具商業投資價值的細分市場。

　　國內用戶側儲能市場上，參與企業眾多但競爭格局尚未完全打開。在戶用儲能賽道上，目前還有很多產品通過貼牌的形式流通上市。縱觀國內，派能科技、比亞迪、華為三家自主品牌在全球市場具有一定的話語權，也有許多PCS企業、光伏企業在陸續進軍戶用儲能領域，紛紛推出戶用儲能產品。在工商業儲能賽道上，現階段規模較大的工商業儲能企業包括時代星云、沃太能源、庫博能源、奇點能源等，工商業新銳企業包括億蘭科電氣、傲普新能源、阿詩特能源等，當前各企業的競爭壁壘尚不明顯。除了一些頭部企業外，大到能源電力央企、小到園區企業都開始進軍工商業儲能市場。此外，還涌現出許多中游的集成商和地方企業。但2022年以來新進工商業儲能企業大部分還處于團隊組建、產品設計和品牌宣傳等階段，尚未真正將產品推入市場。

　　就企業競爭力而言，從設備成本構成方面來看，電芯是占比最高的。目前電芯市場已經形成格局，寧德時代和比亞迪、海辰儲能是第一梯隊。從系統的角度來看，除電芯以外的儲能系統的技術進步和成本下降，將是儲能系統競爭力的重要體現，從這個角度來說，奇點能源、陽光電源等集成商將更具競爭力。整體而言，行業尚處發展初期，各公司處于探索階段，未來新進企業可以通過融資、產品差異化開發、拓寬銷售渠道和提升品牌形象等方式實現彎道超車。

　　(五)資本熱炒背后仍需甄別優質儲能賽道和標的

　　儲能板塊是繼光伏、鋰電、海上風電之后，新能源中又一個具備投資潛力的板塊。在儲能商業化浪潮的推動下，資本撬動先進技術企業快速成長和產能擴張。在此過程中，儲能下游細分應用場景和產品路線多、上游產業鏈環節多、行業格局尚未固化等因素為初創企業在快速切入細分領域并占領市場創造了條件。但進入儲能的企業越來越多，部分企業乘著儲能風口涌現，同時也可能在行業激烈競爭中迅速淘汰。投資者在參與儲能市場時應注重優質項目的選擇，同時關注技術創新和市場變化，以把握機遇并取得長期回報。

　　參考文獻：

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