近日，国内最大的分布式储能项目在陕西竣工投运，覆盖七个县区的130个乡村——149套台区分布式储能设备，总体容量达29986千瓦时，在满电情况下，可同时满足3000个普通家庭一天的用电量。

形象地说，储能就像一个调节水库，当河流(电力供应)水量充足时，水库(储能系统)就会蓄水;当河流干旱(电力需求高峰)时，水库就会放水，确保下游(用户)的用能需求得到满足。

这是一个万亿级风口，眼下各地纷纷加码布局。

但技术加速创新、市场前景广阔、政策大力扶持的新型储能，却面临着一个核心问题，“目前新型储能仍在商业化初期，商业模式还不够清晰。”南网储能(600995.SH)曾公开回应。

行业观察人士表示，商业模式尚未打通，各地已经在加快上马，新型储能会不会走上光伏的老路，陷入过剩困局?

火起来了

“新型储能”概念眼下异常火爆。

包括机械储能、电化学储能、电磁储能等(国内新型储能赛道，目前以电化学储能为主)，其产品功能类似一个大型“充电宝”，可用来平衡电网供需关系。

相关行业报告显示，现阶段，新型储能应用场景主要分为用户侧、发电侧、电网侧。

用户侧储能——是指在家庭或企业内安装储能设备，可以在电价低的时候储存电，在电价高的时候用电，从而降低电费。

发电侧储能——是指在发电站(比如风电场、太阳能发电站)旁边安装储能设备，用来储存过剩的电能或在发电量不足时提供电能。

电网侧储能——是指在电网的关键节点安装储能设备，用来提供多种电力辅助服务，比如频率调节，响应电网的需求变化，提高电网的稳定性和可靠性。

尤其以农村用户侧储能为例，能极大程度解决村民用电困难问题。台区储能型微电网，可在白天光伏发电时，将富余电量存储起来或跨台区消纳;夜晚用电量较大时，储能系统供应电量，以削峰填谷的形式，保障多区域村民用电需求。

基于早期新能源配储政策推动，宁夏、新疆、甘肃、青海的储能电站规模在全国名列前茅;广西、广东、山东、四川、湖北等地，亦密集敲定2025年目标——新型储能装机2GW以上(GW，1吉瓦=1000兆瓦=100万千瓦)。

国家能源局数据显示，2023年我国已建成投运新型储能项目累计装机规模达31.39GW/66.87GWh。其中，新增新型储能装机规模约2260万千瓦，比2022年底增长超过260%。

31.39GW/66.87GWh是什么概念?

镐媒体·镐京笔记粗略估算，如果所有设备同时最大功率工作2个多小时，可充满6687万度电，几乎相当于16750个家庭一年的用电量。

陕西也开始发力。从陕西“十四五”新型储能规划布局来看，位于陕北的榆林、延安地区的装机规模为1.4GW，关中铜川、渭南、宝鸡、咸阳等地市装机规模为1.2GW。

今年4月初出台的《陕西省新型储能发展实施方案(2024-2025年)》(下称“《方案》”)指出，要引导新型储能重点布局在陕北、关中渭河以北新能源富集区域，并且推动新型储能多场景应用;到2025年，力争并网新型储能总规模达到2GW以上。

有待发力

概念再火，还需要市场来长期验证。

陕西省能源局相关工作人员告诉镐京笔记，陕西还没有要求新能源强制配储，更多是提倡发展网侧独立储能，鼓励市场化运作来促进行业发展。

问题来了，新型储能方面，陕西方面市场主体力量发展如何呢?

从产业链角度来看，储能企业大致可分为：上游的电池原材料及生产设备厂商，中游的电池组、电池管理系统、能量管理系统、储能变流器等零部件生产企业，下游的储能系统集成商。

企查查数据显示，截至2024年4月22日，全国31个省(市、自治区)经营范围涉及储能相关业务的企业，共有17万余家。

从各省储能企业数量来看，广东、江苏、浙江位列前三，合计占到全国近三成。有分析指出，广东省的新型储能已处于全国领先水平，广州、深圳、珠海、东莞等城市，已形成相对明确的储能产业链分工。

再看陕西，共有相关企业4225家，数量占全国总量2.47%，处于中间位次。

某本土新能源企业技术负责人告诉镐京笔记，“整个西北地区内，陕西储能产业的发展还是相对缓慢一些，比起其他省份的应用端，陕西大型储能设备的投入还是不多。”

但其同时认为：“现在，省上相关政策出台后，必将有众多企业涌入，这就到了考验企业核心技术和产能部署能力的时候。”

目前，西安已经聚集了一批储能企业。

譬如，西交大校友创立的奇点能源，储能系统产品已被应用于广东、浙江、宁夏、新疆等地的储能项目中;特变电工旗下的特变电工西安电气，其逆变器产品在青海、甘肃、宁夏、新疆等多个大型光伏电站项目均有应用;本土充电桩新秀企业领充新能源也涉足储能领域，持续在工商业储能业务发力……

几点建议

任何新兴行业，必然会面临商业模式的探索之路。

万亿市场风口上的——储能，亦不例外。

现阶段，储能电站的运营有四种常见的商业模式，分别是容量租赁、容量补偿、峰谷价差套利和电力辅助服务。

容量租赁，是指储能电站可为风电、光伏电站提供相应容量的租赁服务，相当于把闲置的“充电宝”容量租给别人，从而赚取租赁收益;容量补偿，有点像电网给储能电站的“保险费”，确保在用电高峰时有足够的电力供应，从而给储能电站支付一些补偿金。

再看后两种，峰谷价差套利，就是借助电力峰谷价机制，在电价低的时段存电，然后在电价高的时段放电，从而赚取差价;电力辅助服务，则是除了基本的电力供应外，储能电站还可以帮助维持整体电网的频率稳定，从而获得电网的服务费。

上述本土新能源企业称：“目前，陕西省储能行业商业模式以容量租赁和容量补偿为主导，峰谷价差套利和电力辅助服务等盈利途径还不是很成熟。”

其同时指出，如果能鼓励新能源企业通过容量租赁方式形成共享储能生态机制、鼓励独立储能参与电力辅助服务，储能市场或将更加活跃。

随着新型储能技术加速更迭、应用场景持续拓展，行业逐渐进入全新发展阶段。在此背景下，就需要政策端进一步打通行业堵点，破除行业发展障碍。

目前行业内普遍的共识是——用好独立储能模式，将更有利于陕西储能市场机制加速成熟。

这是因为，相对于综合储能系统，独立储能模式似乎显得更为“灵活高效”。

具体来说，综合储能——是指将储能设备与电网、发电站或其他系统紧密结合，形成统一、协调运作的系统。通常装机规模较大，能够存储更多的能量，可快速响应电网的需求。但是，如果政策支撑与市场需求反应不及时，就会导致整个系统的运营效率低下。

然而，独立储能——作为一个独立的商业实体，不依赖于特定的能源系统或电网，可以独立进行能量充放，具有较高的灵活性和自主性。

但是，独立储能电站却也正面临着商业模式上的痛点。

首先，是收益与成本之间的错配。据浙商证券研究所相关报告显示，比如建一个100mw/200mwh规模的独立储能电站，初始项目投入为4亿元，但每年通过峰谷价差套利、容量租赁、容量补偿的收入为6150万元，扣除每年的运营成本以及电池容量因损耗而换新的支出，在其16年使用寿命周期中，IRR(内部收益率)仅为6.6%。

其次，市场机制不健全、盈利模式单一也是亟待解决的问题。

不过，《方案》也明确提到，鼓励完善价格机制、共享租赁等市场化运营机制，然而涉及独立储能电站前期建设、运营成本等细节，尚未给出具体政策。但随着国内最大的分布式储能项目竣工投运，时间会给出答案，走向模式创新的企业、城市终将站上万亿产业“风口”。