研究报告 | 新型储能盈利能力与投资前景分析

　　新型储能盈利能力与投资前景分析

　　中能传媒能源安全新战略研究院 杨永明

　　《“十四五”新型储能发展实施方案》指出，新型储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备，是实现碳达峰碳中和目标的重要支撑，也是催生国内能源新业态、抢占国际战略新高地的重要领域。随着可再生能源装机规模快速增长，电力系统对各类调节性资源需求迅速增长，新型储能呈现出强劲的发展势头，项目加速落地，装机快速提升。在异常火热的市场背后，新型储能项目的盈利能力备受关注。如何实现项目的经济效益、合理反映其在电力系统中的价值，是激发社会主动投资意愿、引导新型储能产业健康可持续发展的关键问题之一。

　　本文对现阶段电源侧、电网侧和用户侧新型储能的盈利能力进行分析，在此基础上研究认为，目前源网侧储能具备良好的成长性，工商业储能是最具商业投资价值的细分市场。投资者在参与储能市场时应注重优质项目的选择，同时关注市场变化等情况，以把握机遇并取得长期回报。

　　一、新型储能盈利能力分析

　　随着国内储能相关政策持续完善、市场环境不断优化，储能项目盈利渠道逐渐疏通。在电源侧，火电站配置储能提供调频等辅助服务是当前经济性较高的储能应用之一，新能源配储的盈利空间尚未得到充分开发，经济性不显著。电网侧独立储能逐步摆脱接入位置的约束，提供多重服务，既可以满足强制配储要求，又可以通过租金收益、辅助服务收益等提升经济效益，商业价值逐步显现。用户侧储能以峰谷电价差套利为主要收益模式，相比电源侧、电网侧储能，目前用户侧储能中工商业储能的盈利模式最为成熟清晰。

　　(一)电源侧储能

　　发电侧储能建在各个火电厂、风电场、光伏电站，是各种类型的发电厂用来促进电力系统安全平稳运行的配套设施。根据用途的不同，电源侧新型储能一般与常规火电机组或与新能源发电机组联合配置。

　　1与火电联合

　　火电配储能，即火电厂加装储能设施，通过火储联合调频方式，发挥储能快速响应优势，从技术上缩短火电机组响应时间，提高火电机组调节速率及调节精度，提升火电对电力系统的响应能力，被视为当前主要的调频手段之一。

　　国家能源局此前颁布的《并网发电厂辅助服务管理实施细则》与《发电厂并网运行管理实施细则》等文件，为火储联调项目确立了补偿机制。近几年火电配电化学储能在我国已有广泛应用，山西、广东、内蒙古、河北等地都有发电侧火储联合调频项目。

　　从盈利模式来看，与火电联合配置的储能主要通过提高电厂调频响应能力、参与调频辅助服务而获取收益。

　　在实际操作中，火储联调项目参与的是电力辅助服务市场中的AGC(Automatic Generation Control，自动发电控制)调频(二次调频)市场，火电厂调频效果主要由机组综合性能指标K值来体现，通过加装储能设施，火电厂机组综合性能指标K值可以提高2至3倍，调频能力明显提高。调频效果越好，收益也越高。根据相关介绍，一个60万千瓦的火电机组若配置3%的电化学储能，项目调频收益可达200万～300万元，投资回收期为4～5年。

　　2018年以来，在各地辅助服务政策的支持下，储能辅助火电AGC调频成为国内储能行业为数不多、门槛较高且率先实现商业化的运营模式。目前来看，火电站配置储能提供调频等辅助服务是当前经济性较高的储能应用之一。

　　从市场前景来看，和电能量调节相比，调频辅助服务市场空间较小，大量储能技术涌入调频市场必然对调频价格造成较大冲击。短期看，一些装机规模较大、自身调节能力较强的火电机组在进行储能配置的改造后，收益会更有保障。长期看，随着顶层设计、配套机制的不断完善，火储联调未来还会拓展到一次调频市场，从而进一步拓宽盈利渠道，收益空间会更加明朗。

　　案例

　　2021年11月，上海电气首个火储联合调频项目——广东粤电大埔电厂储能调频项目通过储能性能试验及储能联合机组试验和试运行阶段，正式投入商业运营。该项目是在厂内2×600MW燃煤发电机组侧安装建设一套18MW/9MWh储能调频系统，并采用先进的锂电池和EMS能量管理技术，以“一拖二”方式与其中一台机组联合响应电网AGC调度指令，以此获得调频收益。经过连续两个30天试运行，项目整体表现不俗，2台机组综合性能指标进入市场前10%，调频净收益在市场排名前列。

　　2与新能源联合

　　新能源配储能，即风电、光伏等新能源发电站在场区内建设储能设施，作为电站的配套设备，包括风储、光储、风光储多能互补等具体形式。鉴于风电和光伏发电的间歇性和波动性等特征，新型储能作为新能源的“稳定器”，能够平滑新能源输出，是提升地区消纳空间的有效途径。

　　2021年7月，国家能源局印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》提出，为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例(时长4小时以上)配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。截至目前，国内大部分省份已明确要求并网新能源项目按一定功率配比配置储能，主管部门在项目审批、并网等环节对新能源电源侧配储能项目也给予一定倾斜。对于新能源开发建设来说，配储几乎成为标配。

　　从盈利模式来看，与新能源联合配置的储能主要通过降低弃风弃光电量增加电费收入，通过支撑新能源电站参与电力现货和辅助服务市场获取更高收益。另外，国家能源局提出要加强储能并网运行管理，推动建立储能电站运行效果评估与考核机制，将储能电站纳入“两个细则”考核范围，新能源配建储能与新能源电站一起参与考核，减少考核支出，提升储能电站运行水平。

　　目前来看，新能源配储的盈利空间尚未得到充分开发，新能源配储收益普遍较低。同时，储能项目成本也未明显降低。根据相关测算，一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，其初始投资将增加8%～10%;而风电场配建同样容量的储能项目，其初始投资成本将增加15%～20%。收益偏低叠加初始投资成本增加，给新能源企业带来较大压力，企业对于储能项目应用意愿不高，但由于政策要求，不得不配储，于是一些企业可能倾向于选择性能较差、初始成本较低的储能产品，把储能作为可再生能源优先并网的工具。在此情况下出现了新能源配储规模扩大但利用率低迷的现象。根据中电联2022年11月发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，新能源配储利用系数仅为6.1%，相比火电厂配储15.3%、电网侧储能14.8%、用户侧储能28.3%的利用系数，显然，新能源配储利用系数最低，整体调用情况不理想。现阶段新能源配储经济性不显著，制约了新能源发电侧配储项目的发展，政策仍是当前新能源配储发展的主要驱动因素。

　　从市场前景来看，考虑到新能源渗透率持续提升过程中对灵活性资源的需求将不断加大，配储在未来仍将会持续作为新能源项目开发、并网时的加分项或必答题。值得关注的是，虽然配储要求仍在继续，但是各地主管部门对于配储方式要求逐步灵活化。新能源项目配置储能正在由新能源场站内配建逐步转向鼓励和支持建设独立储能电站、新能源项目租赁容量的方式。例如，2022年8月8日，江苏省发展改革委发布《江苏省“十四五”新型储能发展实施方案》，提出鼓励新能源电站以自建、租用或购买等形式配置储能，发挥储能一站多用的共享作用。由新能源发电企业按年度支付储能租赁费用，储能企业按照容量提供调峰服务，鼓励签订长期协议或合同。长远看，今后或将有更多地区通过租赁方式完成储能配置要求，而解决新能源配储收益问题，只是时间问题，但具体的落地细则，需要结合地方禀赋。这是一个长期多方博弈的过程，趋势前景比较乐观，但过程较为复杂，需要各方共同努力和全行业的关注。

　　案例

　　2020年6月，山东省莱州市土山镇一期120MW+6MW/12MWh光储融合项目正式并网发电。按当时的要求，光伏电站配置12MW/24MWh(10%×2h)的储能系统;经过调试，该储能电站接入省级平台，可由省调直接调度。

　　据该电站站长介绍，由于项目采用了阳光电源自主研发的大型光储电站PowMart智慧能源解决方案，从频率扰动至目标值调节响应时间小于400ms，完全满足高标准并网技术规范要求，因此成为当地的标杆电站。仅2021年4月，该电站就被省电网调用了15次，调用频率50%;储能电站转换效率平均在88%左右，并且几乎没有故障。按山东200元/MWh的补贴标准，当月电站获得超过6万元的补贴。

　　除调峰补偿费外，储能电站还能有效节约厂用电费。光伏电站的厂用电占到总发电量的0.5%左右，执行当地的大工业电价。因此，是一笔不少的运营费用。据介绍，每天下午接到电网不参与调度命令后，电站就会将当日的部分发电量进行存储。项目上网电价为0.4148元/度。即使考虑88%的转换效率，厂用电也能节省0.1～0.2元/度的电费成本。二期实现平价上网后，电费节省幅度会更大。

　　即便采取上述两种方式，储能电站的成本回收期仍然很长。如果按当时约2元/Wh的投资标准计算，山东莱州项目储能电站总投资约为4800万元。按照实际的运营状况来看，预期15年能收回投资。这无疑会拉长整个光伏电站的投资回收期。

　　(二)电网侧储能

　　电网侧储能，狭义上，是在已建变电站内、废弃变电站内或专用站址等地区建设并直接接入公用电网的储能系统。广义上，是指电力系统中能接受电力调度机构统一调度、响应电网灵活性需求，能发挥全局性、系统性作用的储能资源。从广义范围看，储能项目建设位置不受限制，投资建设主体具有多样性，服务提供方主要有发电企业、电网公司、参与市场化交易的电力用户、储能企业等，所提供的服务包括调峰、调频、备用电源等电力辅助服务和独立储能等创新服务，目的是维护电力系统安全稳定、保证电能质量等。

　　对于2019年以前建设的电网侧储能，其成本可纳入输配电价回收，因此电网公司可采取有效资产回收模式运作储能项目，但在国家发展改革委2019年5月发布《输配电定价成本监审办法》后，该模式不再适用。从收益来看，参与电网侧调峰、调频的储能项目收益主要来自于辅助服务补偿，值得注意的是，根据“谁提供、谁获利;谁受益、谁承担”原则，辅助服务补偿应当由发电侧和用户侧共同承担，但是国内电网侧辅助服务成本目前还难以传输到用户侧，在一定程度可能会限制辅助服务市场的发展。

　　无论是前面提到的新能源配储，还是此处的电网侧储能，单一侧建立储能电站成本高且收益渠道单一，经济性不显著，新能源场站和电网侧建设储能电站的积极性不高。国家发展改革委、国家能源局多次提出探索推广独立储能模式，发挥储能电站一站多用的共享作用。

　　●独立储能

　　独立储能以第三方资本投资为主建设，直接接入电网运行。2021年12月，国家能源局发布了《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》，确认新型储能参与辅助服务的发展方向。2022年5月，国家发展改革委和国家能源局发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，指出“符合相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面要求，具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场”，鼓励以配建形式存在的新型储能项目，选择转为独立储能。《通知》同时规定，独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，进一步提升了独立储能模式的经济性。随着储能独立市场主体地位确立，各种政策利好相继释放，电网侧储能更多以独立储能电站的形式落地。

　　需要关注的是，除了小部分作为输配电基础设施的储能系统外，电源侧和电网侧储能在实际应用中边界正在模糊。独立储能在推出初期，由于其接入位置并非电源侧和用户侧，并且其服务价值主要通过向电网提供辅助服务来体现，因而通常被分类为电网侧项目。随着国内可再生能源装机占比逐步增长、辅助服务市场日益成型，越来越多的储能项目开始摆脱接入位置的约束，提供多重服务，包括利用独立市场主体地位进行辅助服务市场交易，出售或租赁储能容量调节能力给发电企业、电网企业、电力用户等具有储能使用需求的主体，储能既可以与一般新能源配储项目一样满足强制配备储能的要求，还可以通过规模化建设降低成本，并通过租金收益、调峰、调频服务费等收益提升电站经济效益，具有较为明显的优势。独立储能商业模式初步形成、收益模式更为多样，是储能从规模化迈向市场化发展的重要表现。

　　独立储能的运营模式主要分为两种。一种是自投资、自运营，由独立储能运营商用自有资金或者其他融资方式独立投资建设储能电站，同时利用自己的运营、维护和检修团队对储能电站进行日常运维，储能电站获取的全部收益归自身所有。另一种是租赁，包括融资性租赁和经营性租赁。融资性租赁是独立储能运营商租赁储能电站进行经营并负责储能电站运维，在整个租赁期间独立储能运营商享有使用权但没有所有权，租赁期满后，储能电站所有权转移至独立储能运营商。经营性租赁是独立储能运营商联合电池厂家共同建设储能电站，独立储能运营商与电池厂家签订储能核心设备租赁合同，由电池厂家提供储能设备，独立储能运营商统一建设储能电站，并由电池厂家在租赁期间内提供运维服务。该模式的优势在于可引导电池厂家等社会资本进入储能电站建设领域，减少储能电站建设初始资金投入，实现储能运营商与电池厂家的合作共赢。

　　从盈利模式来看，独立储能盈利渠道有共享租赁、辅助服务、现货套利、容量电价补偿等，其中共享租赁为最主要盈利方式。

　　独立储能盈利模式

　　共享租赁，即储能项目的投资方或业主将储能系统的功率和容量以商品形式租赁给源、网、荷侧的目标用户，秉承“谁受益、谁付费”的原则向承租方收取租金，具体可以包含设备使用费、运维费用、软件费用、安装成本、税费等，其客户可以是大规模公共事业电网、独立发电企业、工商业用户、离网型能源用户等。对投资商而言，容量租赁费用是目前大部分独立储能电站最核心且较稳定的收益来源。各省独立储能电站均采用容量租赁模式获得收益，容量租赁费用不等，通常在200～350元/kWh/年之间。例如：河南省最新制定“十四五”独立储能容量租赁费用标准为200元/kWh/年，山东省为330元/kWh/年，湖南省容量租赁费用较高，为450～600元/kWh/年。

　　辅助服务，即储能电站通过提供调峰、调频(包括一次调频、二次调频)等辅助服务，获得辅助服务收益。辅助服务是各地区探索的重点，收益模式逐渐完善。调峰、调频服务通常不能同时参与，目前调峰是辅助服务最常见的品种，除电力现货市场试点省份外，大部分地区储能电站通过调峰获得辅助服务收益。部分省份根据自身情况创新辅助服务品种和参与机制：山西省在全国首次针对独立储能设立一次调频辅助服务市场;甘肃省在全国范围内首次为储能电站开放调峰容量市场;青海省则首次提出，储能电站可同时参与调频、调峰市场，或同时参与调频、现货电能量市场，提高储能利用率。目前，各省储能辅助服务具体收益额度不同，调峰多为按调峰电量给予充电补偿，价格从0.15元/kWh到0.8元/kWh不等。而调频多为按调频里程给予补偿，根据机组(PCS)响应AGC调频指令的多少，给予调频补偿。

　　现货套利，指的是在电力现货试点，独立储能电站利用分时价差，通过参与电力现货市场实现峰谷价差套利，既实现自身盈利，又实现新能源消纳。就目前试行的电力现货交易市场运行规则看，交易主体通过省级交易平台，在电力调度机构的安排下，经市场申报、信息发布等流程，在日前市场、日内市场、实时市场等主要辅助服务市场中实现市场出清。截至2022年底，全国共有17个省级(区域)电力市场启动了电力现货交易试点，而独立储能参与电力现货市场交易机制尚处于起步期。2022年，山东在全国率先推行独立储能参与现货交易，宁夏、湖南紧随其后。根据《山东省电力现货市场交易规则(试行)(2022年试行版V1.0)》，独立储能电站可以自主选择参与调频市场或者电能量市场。在电能量市场中，储能电站“报量不报价”，在满足电网安全稳定运行和新能源消纳的条件下优先出清。在调频市场，储能电站须与发电机组同台竞价。山东电力现货市场峰谷价差大，为独立储能电站创造更大盈利空间。山东已开始了储能参与现货市场的实践，2022年现货市场不间断结算试运行中，山东共有6家(共503MW)独立储能电站参与现货电能量市场交易。

　　容量电价补偿，即各地国网电力公司、电力交易中心等有关部门，按照容量补偿电价，定期向电力用户收取容量电费，并将一定比例的费用补偿给独立储能等市场机组。储能与备用火电在系统中的作用类似，利用小时有很大的不确定性，仅靠电量电价难以维持经济性，因此需要容量电价予以兜底。另一方面，与抽蓄、火电不同的是，新型储能电站建设便捷，调节性能优异，国家政策方向是将之尽可能推向电力市场去获利，因此容量电价仅为收益保底手段，对电站成本回收效果极小，往往不能作为项目的主要盈利模式。该机制目前主要在山东、青海等地试行。2022年6月30日，山东正式印发《关于2022年山东省电力现货市场结算试运行工作有关事项的补充通知》指出，要完善容量补偿机制。坚持新型储能市场化发展方向，推动独立储能电站积极参与电力现货交易，按月度可用容量给予适当容量补偿费用。随后，2022年8月31日，山东省发展改革委、山东省能源局、国家能源局山东监管办联合印发《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》，提出对参与电力现货市场的示范项目按2倍标准给予容量补偿，获得容量补偿收益。

　　就各地而言，以山东为代表的多个省份在独立储能的收益机制和商业模式上做出了许多有益探索。目前，山东独立储能电站有共享租赁、现货套利和容量电价补偿三种收益模式。据山东电力工程咨询院数据，一个100MW/200MWh独立储能电站每年有望获得现货套利收益约2000万元、共享租赁收益约3000万元，以及容量电价收益约600万元。在总投资约4.5亿元、融资成本4.65%的基础上，项目有望实现资本金收益率8%以上。而放眼全国，独立储能盈利模式和盈利水平与各省电力市场建设进程、新能源配储政策等多因素有关，各省之间存在差异，项目经济性难以一概而论。

　　从市场前景来看，随着独立储能电站商业价值逐步显现，独立储能正在成为储能行业中的热点。据高工储能统计，2023年开年中标的储能项目主要为可再生能源储能、独立储能、海上风电储能等不同类型。其中独立储能数量高达12个，占比接近40%。预计共享租赁、现货交易、辅助服务、容量电价补偿等盈利模式将在全国独立储能电站渗透。随着电力市场改革进一步加速，独立储能对于电力中长期交易、现货、调峰、调频、备用等电能量及电力辅助服务市场的参与广度和深度都会有所提高，在此过程中，独立储能的价值也会得到更广泛的认可，进而推动储能项目投资建设进一步加速。业内分析认为，独立储能有望成为2023年储能行业发展的主要增长极。

　　案例

　　华自科技城步儒林储能电站是国内首个由社会资本主导投资的电网侧储能示范电站。根据湖南省的储能政策，2022年12月31日之前并网的电站按容量的1.5倍进行结算，2023年6月30日之前并网的电站按容量的1.3倍进行结算。电力辅助服务市场深度调峰价格在400元/MWh左右。假设储能电站出租率为100%，同时在已考虑充放深度的情况下，1年参与电力辅助调用330天，每天一次充放。

　　电力辅助服务收益方面，电网公司按照每次调用规模及调用次数，向储能电站支付费用，按照上述条件，预计一个规模100MW/200MWh的储能电站的电力辅助服务收入(含税)约为2640万元/年。

　　容量租赁收益方面，城步儒林储能电站项目一期的50MW/100MWh已于2022年初投入运营，已建成的储能服务规模全部出租给新能源发电公司，根据相关合同，共计获得含税收入为2240万元/年。以上述已签署的合同为测算依据，预计一个规模100MW/200MWh的储能电站的储能配套服务收入(含税)为4480万元/年。

　　综上，测算出的储能电站总体收益如下：

　　城步儒林项目收益测算表

　　公司自持储能电站全生命周期收益测算表

　　2022年11月公司《向特定对象发行A股股票募集说明书》中的数据显示，城步儒林项目已建成并投入运营的一期工程50MW/100MWh规格，在2022年5月中至6月末连续的51天中(含未被调用的时间)，共被累计调用深度调峰调用服务4595.69MWh，产生电力辅助费用111.79万元，平均单价为243.26元/MWh。预计在正式成为试点项目后，将增加调用服务费209.92元/MWh。

　　来源：中信证券

　　案例

　　青海格尔木美满闵行储能电站是国内首座第三方投资建设的独立储能电站，项目一期装机容量32MW/64MWh，2020年11月投运。电站由上海电气国轩新能源科技有限公司提供磷酸铁锂电池储能系统，上海电气新能源公司做EPC总包。储能电站接入至青海当地电网，能够有效解决周边地区新能源场站弃光、弃风问题。

　　该项目没有披露成本，参考储能电站装机容量100MW/200MWh成本为4.5亿元、年支出约5000万元，该项目总成本至少上亿元、年支出超千万元。项目收益来自两部分。一是作为调峰资源提供商，收取电网侧调峰收入，一年的调峰收入约279万元。二是和新能源场站业主分享对电站的补贴收入，一年的补贴收入共681万元，储能电站分享其中一部分。

　　2021年7月—2022年8月格尔木美满闵行储能电站收益情况

　　注：681万元的补贴收入是储能电站和新能源场站业主共享。

　　从格尔木美满闵行储能电站的收入和支出看，目前电站的收入不足以支撑每年的运行费用，没有实现盈利。青海省正在积极探索进一步丰富独立储能电站的应用场景，随着独立储能电站参与电力现货市场交易的概率增大，以及参与电力辅助服务市场的广度和深度增加，收益渠道有望进一步拓展，经济性有望提升。

　　来源：毕马威

　　(三)用户侧储能

　　用户侧储能，是在不同的用户用电场景下，根据用户的诉求，以降低用户的用电成本、减少停电限电损失等为目的建设的储能电站。用户侧储能主要依托分布式新能源、微电网、增量配网等方式建设，应用于城市、工业园区、大型商业综合体、大型用电企业、家庭等场所，在其中发挥支撑分布式供能系统建设、提供定制化用能服务、提升用户灵活调节能力等作用，同时通过参与电力现货市场或利用峰谷价差套利实现盈利。根据终端用户的不同，用户侧储能可分为户用储能和工商业储能。

　　1户用储能

　　户用储能，即用于家庭用户的储能系统。户用储能系统通常与户用光伏系统组合安装，为家庭用户提供电能。户用储能系统可以提高户用光伏自发自用程度，减少用户的电费支出，并在极端天气等情况下保障用户用电的稳定性。国内户用储能正在示范阶段，目前只在部分高端别墅等少量场景应用。

　　从盈利模式来看，峰谷价差套利是户用储能最主要的获利途径，即夜间电价低谷时段为储能电站充电，白天电价高峰时段放电，以此降低用户用电成本，体现储能经济价值。

　　国内推行户用储能具有现实意义，站在更普及、惠民的角度，以家庭、单元楼亦或小区为单位进行分布式储能的推广能够帮助用户享受更低廉的用电成本。对于高电价、高峰谷价差或电网老旧地区的用户，购置户储系统具备较好的经济性，家庭用户具有一定的购置户储系统的动力。但目前来看，户用储能在我国实现普及还存在较高门槛。在政策端，需要明确标准化产品的执行标准;在市场端，要让用户明确看到其经济价值。但我国现阶段居民用电成本较低，且多数房型不便于安装第二发电来源甚至第三发电来源，因此经济价值尚不明显，由此我国户用储能普及率较低。

　　从市场前景来看，我国是储能产品出货大国，随着工艺越发成熟，制造成本将进一步降低，产品性价比将会提升。同时，随着相关政策持续完善、市场机制不断健全，套利空间将会得到释放，经济性将会显现。伴随整县光伏加速推进，户用储能或将在电力供应不平稳的偏远地区、离岛、别墅，以及城市高端智能家庭等多种场景中得以应用。未来，农村等场景将会以家庭为单位实施和推广分布式光储一体化的户用储能系统，园区、写字楼、小区等单位也将会兴起小规模、集中式的分布式储能电站，其中的充电资源和调节单元将越发丰富。

　　近日，国家发展改革委等七部门联合出台《关于促进电子产品消费的若干措施》，提出持续推动家电下乡，因地制宜支持家用储能设备等绿色节能家电推广使用。文件的发布对于用户侧储能无疑是重大利好，乡村这个广阔的储能市场将逐步被开发，户用储能也将成为一个新的增长点。根据中国储能网的预测，到2025年，我国户用储能行业的市场规模预计将达到500亿元人民币，年均增长率约为20%。

　　对于我国储能企业而言，户用储能市场目前主要在海外，且集中于to C端，面向大众消费者，业务拓展更多依靠渠道和品牌推广，企业是否具备本地化能力是其能否进一步发展的重要因素。与欧美本土企业相比，我国企业在终端产品市场占据的份额相对较小，但在储能锂电池、储能变流器等户用储能产业链的关键环节中，国内动力电池企业、光伏逆变器企业具备强劲的竞争力，持续发力海外户用储能市场。

　　2工商业储能

　　工商业储能是储能系统在用户侧的典型应用，主要应用在工厂、商城、光储充一体化和微网等场景中。工商业用户配置储能的主要原因是满足自身内部用电需求，利用峰谷电价差套利降低运营成本，储能也可作为备用电源以应对突发停电事故。若配置光伏，还可实现光伏发电最大化自发自用，有效提升清洁能源的消纳率。

　　从盈利模式来看，工商业储能盈利渠道有峰谷套利、能量时移、需求管理、需求侧响应、电力现货市场交易、电力辅助服务等，其中峰谷套利为最主要盈利方式。相比电源侧、电网侧储能，目前工商业储能的盈利模式最为成熟清晰。

　　工商业储能盈利模式

　　我国工商业普遍实行分时电价政策和尖峰电价政策。2021年7月，国家发展改革委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求系统峰谷差率超过40%的地方，峰谷电价价差原则上不低于4：1，其他地方原则上不低于3：1，尖峰电价在峰段电价基础上上浮比例原则上不低于20%，峰谷价差拉大，为用户侧储能大规模发展奠定了基础。2022年底，各省市相继出台完善分时电价机制相关政策，加强峰谷电价价差。2023年，我国工商业电价的调整让工商业经济性得以大幅提升，具体包括峰谷价差拉大、时段调整等。据统计，2023年上半年我国共有22个省份最大峰谷价差超过0.6元/kWh，大部分省份的峰谷价差相较于去年同期持续拉大。最大峰谷价差位列前五的省份分别是广东省(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年上半年全国各地最大峰谷价差情况(单位：元/kWh)

　　峰谷价差的拉大拓宽工商业储能盈利空间，工业用地企业配置储能的积极性将随之提高。此外，2023年1月，《国家发展改革委办公厅关于进一步做好电网企业代理购电工作的通知》明确鼓励支持10千伏及以上的工商业用户直接参与电力市场，工商业用户电力交易更加市场化，这对于储能企业而言，意味着其可以通过电力市场交易，在低电价时充电，高电价时放电，直接获取峰谷价差带来的收益，有效拓宽储能项目盈利空间。

　　在地市层面，浙江、湖北、湖南、上海、安徽、广东、海南等省市的分时电价每天设置了两个高峰段。以浙江为例，该省规定每日8点—11点及13点—19点为高峰段，19点—21点为尖峰段。如果配有2h储能系统，则可于第一个谷时(6点—8点)进行充电，并于第一个高峰段(8点—11点)放电两小时;于第二个谷时(11点—13点)进行充电，于尖峰段(19点—21点)放电。如此以来，用户利用储能每天实现两次充放电循环，得到两次套利。以浙江省新建3MW/6MWh用户侧储能项目为例，仅考虑峰谷套利收入的情况下，当储能设备每年运行300天，每天两充两放，尖/峰谷价差为每度电0.9819/0.6197元，5.47年可收回初始投资，IRR(内部收益率)达9.36%，在全国范围内峰谷价差持续拉大和储能投资成本不断下降的趋势下，有望将IRR提升至20%以上，工商业储能经济性愈发明显。同理，广东、海南等省储能投资回收周期均在6年以内，“两充两放”模式能够帮助提升储能系统的利用率，缩短成本回收周期。对于浙江、广东等制造业较为发达的沿海省份，其丰富的制造业负荷资源以及有竞争力的峰谷电价差，吸引了大量的资本投资，助推工商业侧储能落地发展。

　　除了两次套利，为鼓励工商业用户兴建储能电站，政府还出台了一系列储能补贴政策，税收政策以及市场准入政策等，这在一定程度上降低了储能设备的投资成本和运营成本，提高了储能电站的收益水平，有助于吸引更多的投资和资本进入工商业储能领域，提高行业的发展速度和规模。据统计，全国各地正在实施的储能补贴政策超过30项，主要集中在用户侧，并注重与分布式光伏相结合。并且通过允许储能电站隔墙售电等举措，储能的市场价值进一步显现。这些政策能刺激产业生态和新型应用模式的建立，形成长尾效应。

　　从市场前景来看，我国第三产业和城乡居民用户的用电量占比不断提升，电力系统峰谷差率拉大，未来峰谷价差有望进一步拉大或维持高位，加之规模效应带来的储能系统初始投资额下行，工商业储能的经济性将进一步凸显。随着电力市场化改革的推进，工商业用户逐步进入电力市场，分时电价机制完善、高耗能用电成本上升将刺激工商业用户储能配置需求。像高耗能纯用电企业、污水处理厂、无机基站、数据中心IPC机房、光储充一体的充换电站、联通岸电的港口、两部制电价的大工业企业等都是工商业储能主要目标企业。这些企业用电需求量大，工商业储能或将成为其实现紧急备电、维持正常经营、降低能源支出的重要手段，峰谷价差对其来说是非常好的套利回本机会。整体来看，受到峰谷价差拉大及相关政策因素的影响，用户侧储能相对于电源侧、电网侧储能将得到越来越多的关注，拥有更大的发展潜力。

　　案例

　　蓝思科技(东莞)光储项目储能电站，于2022年9月投产，是目前国内单体容量最大的用户侧储能电站，建站规模达105.8MWh、配备光伏建站规模达5.9MWp。储能电站帮助蓝思科技实现用电削峰填谷，缓解高峰用电压力，每年转移高峰负荷约3650万kWh;屋顶光伏年发电量约540万kWh，二者结合，每年可帮助企业节省用能成本约700万至800万元。除了正常的峰谷套利外，蓝思科技还可以进行系统的容量费用管理，在为企业稳定供电的同时，降低企业的最高用电功率，从而降低容量费用。项目总体预计7至8年左右能收回前期投建成本，设计运行寿命是15年，也就是说，七八年后将实现纯盈利，降本增效成果显著。

　　二、市场景气度及投资前景分析

　　储能行业整体的高速增长确定，未来想象空间加大且前景愈发清晰，吸引企业加速布局、资本踊跃加入。行业规模释放为产业链相关企业带来机遇，预计源网侧储能与工商业储能板块是2023年投资的核心。

　　(一)储能市场高增长具备高确定性

　　今年上半年全国风电、光伏发电新增并网装机达1.01亿kW，要在保障电力安全的前提下，消纳占比迅速提高的风光发电电量，亟需加强电力系统灵活性调节能力，这为储能快速发展创造了良好机遇。随着政策体系逐步完善和市场环境不断优化，多项示范引领带动效果凸显，新型储能发展进入了快车道。

　　国家能源局数据显示，截至2023年6月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模超过1733万kW/3580万kWh，平均储能时长2.1小时。1—6月，新投运装机规模约863万kW/1772万kWh，相当于此前历年累计装机规模总和。从投资规模来看，按当前市场价格测算，新投运新型储能拉动直接投资超过300亿元人民币。未来随着储能商业模式的完善以及政策的进一步推动，我国储能市场的高增长具备高确定性。

　　(二)产业资本加大投资力度

　　新型储能特性与传统的储能技术形成优势互补，得到了更广泛的认可，行业热度的提升推动产业资本加大投资力度，能源企业、社会资本等各种投资主体对于新型储能的投资热情高涨，加快了新型储能项目建设和落地进度。

　　根据业内相关统计分析，2023上半年，国内储能产业链共有97家初创企业完成了融资，总金额近200亿元，广泛覆盖了储能系统集成、PCS，锂电池和钠电池电芯及关键原材料、电池回收等储能产业链的各个主要环节。从融资轮次来看，超六成的项目处在天使/种子轮、Pre-A轮和A轮。

　　已完成融资的企业，其所处阶段大多趋向早期，特别是电池技术及其关键材料领域。随着产业发展加速、产品开发和量产周期缩短，这种“投早投小”的投资策略在储能领域已愈发明显。中后期项目由于企业成熟度高、成长通道较为明确清晰，因而估值高、投资竞争较为激烈。与之相比，机构会选择挖掘那些尚处于早期且估值相对合理的企业进行布局，在项目研发早期及时介入，等到项目量产或者得到市场检验后，企业的估值和投资回报往往会快速增长。

　　(三)源网侧储能具备良好的成长性

　　源网侧储能，也就是通常所说的大储，考虑到国内新能源装机增长、配储比例与时长增加等因素，市场蓬勃发展，有望实现高速发展，其中独立储能以配储需求为主，或将成为引领国内大储装机增长的主要驱动力。近期国内招中标量持续增长，显现行业的景气趋势。储能商业模式因地制宜，重点区域独立储能理论上已具备经济性，但在实践中，市场对其盈利能力存在一定疑问，未来独立储能商业模式在各地逐一落地将进一步刺激装机增速提升。

　　2023年上半年实现储能项目并网的开发商超65家，其中并网项目规模超200MWh的开发商共31家。并网规模排名前十位的开发商全部为央国企，包括国家电投、华润、新华水电、华电、中能建、三峡、国网时代、大唐、中电建、粤水电。国家电投储能项目的并网规模遥遥领先，达到1GW/2.3GWh，广泛涉及了独立式储能、可再生能源储能、用户侧储能等多个领域，项目遍布山东、宁夏、湖南、新疆、内蒙古等9个地区。民企开发商也在2023上半年大举推进独立式储能项目的开发建设，实现独立式储能项目投运的企业包括协合新能源、华自科技、阿特斯、阳光新能源、三一、奇点汇能、风脉能源等企业。

　　国内大储市场机遇良好，重点环节参与者值得关注。其中，储能电池和PCS是产业链价值最高的两个环节，分别占系统成本的60%和15%;储能安全环节、温控和消防环节分别约占系统成本的2%～5%，板块价值量有望进一步提升。具体而言，电池环节的国内企业竞争力强，有望充分受益于国内和全球大储市场加速发展，随着独立储能的逐步推广，具备技术和产品性能优势的企业有望获得长足竞争力。PCS环节主要参与者为光伏逆变器厂商，凭借在自身赛道已有多年积累，大部分厂商向下一体化进入系统集成环节，在大储集成赛道形成一定壁垒。系统集成环节目前参与者众多，包括专业集成商、大功率PCS厂商、老牌电力设备厂商等，其中，拥有项目经验、PCS等核心部件自研能力的企业具备优良的竞争优势。储能温控环节包括精密温控、工业温控和汽车温控等企业，技术较为成熟。随着储能温控需求增长，加上液冷方案渗透率提升，相关企业有望迎来新的业绩增量。储能消防环节涉及安全问题，在储能系统中的价值量有望增加。新国标《电化学储能电站安全规程》于2023年7月1日开始实施，有望推动Pack级保护的消防方案占比进一步提升。

　　(四)工商业储能是最具商业投资价值细分市场

　　我国用户侧储能市场容量巨大，规模以上工业企业、工业园区等数量众多，加之酒店、商城、宾馆等各色商业形态都有很大的储能需求。在政策支持下，国内峰谷电价差拉大，成本持续下行叠加电力交易收益提升，推动工商业侧的储能需求释放，工商业侧储能被视为最具商业投资价值的细分市场。

　　国内用户侧储能市场上，参与企业众多但竞争格局尚未完全打开。在户用储能赛道上，目前还有很多产品通过贴牌的形式流通上市。纵观国内，派能科技、比亚迪、华为三家自主品牌在全球市场具有一定的话语权，也有许多PCS企业、光伏企业在陆续进军户用储能领域，纷纷推出户用储能产品。在工商业储能赛道上，现阶段规模较大的工商业储能企业包括时代星云、沃太能源、库博能源、奇点能源等，工商业新锐企业包括亿兰科电气、傲普新能源、阿诗特能源等，当前各企业的竞争壁垒尚不明显。除了一些头部企业外，大到能源电力央企、小到园区企业都开始进军工商业储能市场。此外，还涌现出许多中游的集成商和地方企业。但2022年以来新进工商业储能企业大部分还处于团队组建、产品设计和品牌宣传等阶段，尚未真正将产品推入市场。

　　就企业竞争力而言，从设备成本构成方面来看，电芯是占比最高的。目前电芯市场已经形成格局，宁德时代和比亚迪、海辰储能是第一梯队。从系统的角度来看，除电芯以外的储能系统的技术进步和成本下降，将是储能系统竞争力的重要体现，从这个角度来说，奇点能源、阳光电源等集成商将更具竞争力。整体而言，行业尚处发展初期，各公司处于探索阶段，未来新进企业可以通过融资、产品差异化开发、拓宽销售渠道和提升品牌形象等方式实现弯道超车。

　　(五)资本热炒背后仍需甄别优质储能赛道和标的

　　储能板块是继光伏、锂电、海上风电之后，新能源中又一个具备投资潜力的板块。在储能商业化浪潮的推动下，资本撬动先进技术企业快速成长和产能扩张。在此过程中，储能下游细分应用场景和产品路线多、上游产业链环节多、行业格局尚未固化等因素为初创企业在快速切入细分领域并占领市场创造了条件。但进入储能的企业越来越多，部分企业乘着储能风口涌现，同时也可能在行业激烈竞争中迅速淘汰。投资者在参与储能市场时应注重优质项目的选择，同时关注技术创新和市场变化，以把握机遇并取得长期回报。

　　参考文献：

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　　[3]华安证券.工商业储能收益持续走高,国内市场临近爆发[R].2023.

　　[4]平安证券.储能行业专题研究报告:国内大储市场分析[R].2023.

　　[5]中信证券.电力自动化龙头,华自科技:储能业务放量在即,打造第二成长曲线[R].2023.