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当前，储能迎来高质量发展机遇期。在2023国际数字能源展期间，总规模超过200亿元的深圳新型储能产业基金发布。中国工程院院士、中国科学院物理研究所研究员陈立泉介绍，截至2022年底，全球电力储能装机达237.2吉瓦，较2021年增长15%；中国储能装机59.8吉瓦，占全球总规模的四分之一，较2021年增长38%，抽水蓄能装机首次低于80%。他认为，新型储能是构建新型电力系统的重要基础，也是抢占国际竞争新高地的重要领域，我国储能市场将迎来爆发期。 在多场论坛上，专家和能源从业者对国内储能发展路径、商业模式及趋势展开热议。缺乏成熟的商业模式是阻碍储能市场发展的因素之一。从储能项目造价和商业模式看，储能项目造价大多在1500-3000元/千瓦时之间，项目间由于边界条件不同，造价差异较大。新能源配置储能具有平抑新能源输出功率波动、提升新能源消纳量、降低发电计划偏差、提升电网安全运行稳定性、缓解输电阻塞等作用，在能量市场、辅助服务市场、容量市场中具有多元价值，商业模式不尽相同、地区差异性较大。但从实际情况看，大部分储能项目盈利水平不高。 “新能源配储能利用率低。新能源配储能调用频次、等效利用系数、利用率均低于火电厂配储能、电网储能和用户储能。新能源配储能规模、型式没有进行科学论证。多地采取‘一刀切’式的配置标准，部分地区将配储能作为新能源建设的前置条件。风电配储和光伏配储对于储能的利用、弃风弃光的解决具有明显差异性，同质化的配置储能要求缺乏科学性。”中电联指出。 与此同时，新型储能成本较高，缺乏疏导渠道。当前，新能源配储能的投资成本主要由新能源企业内部消化，叠加锂离子电池成本上涨，新能源企业承担了不小的经营压力。 欣旺达动力科技股份有限公司总工程师王宝玉认为，总体上看目前国内储能仍处于商业化早期或示范阶段，在性能提升、成本下降等方面有较大发展空间。同时，市场暂缺乏明确的价格政策和成本分摊机制，储能盈利模式不清晰，储能规模化发展受限。 “经济性是用户侧投资运营的一个永恒主题，储能的经济性首先体现在设备本身的经济性上。”在这一方面，魏琼介绍了美克生能源采用的做法：不增加过多的硬件成本，而是从储能的全生命周期出发，通过一些运维方案延长服役期、延长寿命，增加放电次数，从而降低服役的单次成本。 广东省绿色能源技术重点实验室主任、华南理工大学电力学院教授杨苹进一步说，电网侧配储和共享储能目前没有直接的商业模式，现在具有明确商业模式的是新能源场站侧配储和新能源加储能联合运行。 新能源场站侧配储方面，现有部分省份规则强制性配储比例为10%—20%。杨苹认为，未来应分层级配置储能，具体来说要注意风电场和光伏电场的不同，考虑新能源场站二次出力特性、所在节点并网运行特性，以收益最大化为目标配储。新能源加储能联合运行也要基于多应用场景，考虑新能源场站的并网运行特性，制定新能源联合储能的协同控制策略。 杭州科工电子总经理刘爱华表示，“目前业内的盈利模式不是很清晰，商业模式还在探索中，现在没有一家是赚钱的。”针对储能行业的盈利困境，多位业内人士都向记者表达了理解以及担心。刘爱华认为，储能行业未来这三四年里应该去探索盈利模式的问题，盈利模式如果清晰，未来储能行业一定会是爆发式增长，甚至比现在的速度还会快。他还表示，储能行业一定要用户侧、发电侧和电网侧共同努力，才能营造商业模式。 目前在投的很多工商业场景还是以削峰填谷作为一个主要的盈利模式，在未来3-5年之内会进一步扩展项目的盈利模式，来通过更好更方便的盈利方式，进一步压缩整体项目的回收周期。 “新型储能商业模式、电价机制有待进一步完善。新能源配储能收益主要来源于电能量转换与辅助服务，储能的诸多市场和价格规则仍有待落地；储能商业模式不稳定，回报机制不清晰，政策变动对收益影响较大。比如，近期山东储能的容量补偿标准大幅下降，企业收益受到较大影响，不利于投资决策。”中电联分析。 “从欧洲、美国等补贴、电价来看，户用储能会是一条‘滚烫有活力’的细分赛道。但入局玩家仍需要警惕，欧美经济下行、补贴政策变化、通胀严重导致消费能力下降、安装工人不足（费用高）等因素。”高工储能董事长张小飞提醒。 来自浙商证券的最新研报显示，2021-2025年储能市场四年预计CAGR达68%，全球储能市场高景气度发展，电力储能、户用储能、便携储能将成为三大重要应用场景。
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