关于储能商业模式的分析

储能科技的蓬勃发展，是中国实现新能源产品大规模使用与发展目标的基础。但是，由于新能源系统，如风电、光伏等都存在着间歇性和波动性，因此发电量受气候、季节等各种因素的影响都很大，无法适应新电力系统的稳定性和可靠性需要。另外，新能源的接入也将对电力系统的操作和调整产生重要的影响，比如供电的时间、电流等数据将改变，必须进行调节和平衡。储能技术能够把电转换为其他形态的能量储存起来，当需要时再转换为能源输出。储能能够平抑新能源的波动，增强电力系统的稳定性和可信度；另外，还能够从负荷上加以控制，均衡电力系统的供给，从而减少了电力系统的超载与瘫痪。储能是我国能源转型与可持续发展的关键因素，也是实现能源安全、环保与经济社会发展的必然手段。

一、储能系统的开发政策以及状况

（一）储能系统的开发状况

储能为电网提供了电力和燃料，在负载上的有效运用增强了对负载的灵活控制意识。储能技术不但有助于电网调峰调频，还能够优化电源品质与安全性，同时，储能技术还能够增强能源互联网的社会应对能力。目前，商业模式成为储能领域关键的开发要素之一，储能产业如何进行大规模开发，决定了相关产业的发展未来。由于储能体系建设成本高昂，生命周期内盈利空间小，在一定程度上限制了储能体系的商业化发展，形成了目前亟待解决的问题。

（二）储能政策

1.国外在储能发展方面并没有单纯为储能制定价格，而是采用较成熟的发电市场。

（1）电力价格体系问题。美国2007年开始颁布多项法律确立储能和容量、能源行业和辅助业务的市场准入条件；英国储能公司可以通过全方位业务，包括套利、均衡服务（均衡可再生能源不平衡）、调频服务等方式获得收益。

（2）财政补贴方面。德国在2013—2015年，为分布式光伏储能公司提供投资额30%的补偿；日本对国家和企业用锂离子电池储能工程项目实施投资334亿日元补助计划，补贴新装储能。

（3）税费优惠政策方面。美国在2009—2011年出台了一批《可再生与绿色能源存储技术方案》，为电网规模储能投入带来了15亿元的税费优惠政策；澳大利亚为家庭光伏客户提出50%的可支付税费抵免，商业电池储能将获得资产3年内加速折旧的优惠政策。

2.我国政府为了促进储能发展，在储能计划、技术标准等多方面配套了相应政策措施，这里重点对价格方面特别是近期制定的有关政策措施加以说明。

（1）国家层面。政府在抽水蓄能和新型储能领域，制定了富有突破性的两项价格措施。抽水蓄能方面：2021年4月，国家发展改革委出台了《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》（发改价格〔2021〕633号），该文件在汇总了全国抽水蓄能电价革新成功经验的基础上，对抽水蓄能电价形成激励机制作出了科学调整和优化设计，明确提出了形成以“电量电价+容量电价”的二部制电价系统，电量电价以竞争方式形成，容量电价以政府定价方法核算，解决了当前抽水蓄能发电厂成本疏导问题。新兴储能方面：2021年7月，国务院发展改革委和国家能源局发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》（发改能源规〔2021〕1051号），明确提出要确定新兴储能的市场影响力、完善新兴储能产品价格制度和“新能源+储能”激励机制，要根据使用场合分供电侧和使用侧，科学合理地界定新型存储类别，并进行分级施策，为今后的存储效益疏导政策在宏观层次上予以方向性引导。

（2）省级层面。从区域层面，各级人民政府在电力市场构建、“新能源+储能”配置等方面制定相应优惠政策，积极促进储能发展。在供电服务领域，据统计，我国共有17个省份地区明确指出储能可参与供电辅助业务领域。青海、甘肃、湖南等地区明确了动力电池储能并参加深度调峰业务，而浙江、广东、福建等地区电池储能也参加调频业务。在“新能源+储能”领域，现已涵盖了内蒙古、山西、青海、湖南等在内的19个省份，国家实行了清洁能源配备储能，配置比例最高超过了30%，而一般设置比例平均为10%。

二、储能行业的挑战和投资机会

储能行业的安全问题主要有储能设备的设计、生产、运输、设置安全以及储能电站的总体安全问题等。安全问题一直是储能行业长期以来的主要问题。储能装置所采用的动力电池等材质存在一定的风险，一旦设置错误或使用错误，可能会造成火灾、爆炸等安全事故。另外，储能设备的运送、放置等也必须有严密的措施和作业标准，以保证工作人员和机械设备的安全。储能电站的总体安全涉及电力安全、火灾安全、化学安全和设备安全等。储能系统中各环节或单一维度的安全性并不等同于系统安全，所以，各个环节的安全都是生产的优先级地位。储能产业的生产成本，主要有初始投资成本和全寿命周期成本。成本问题也是影响储能产业商业化、规模化发展趋势的重要原因。如储能电芯价格的连续高位运行，以及叠加储能电站利润制度的不完善等原因，将直接影响储能行业的发展前景与实力。储能行业的盈利问题主要是储能设备的利润与经营成本之间的均衡。储能设备的利润大多源自发电领域的调峰和储能业务，不过上述业务的利润并不固定，受市场需求和政府扶持等各种因素的干扰。另外，储能设备的运行投入也比较大，涉及保养、养护和维修等领域的价格。怎样平衡储能设备的利润与运行成本，是储能行业面对的一项重大挑战。储能行业的有效运行问题主要有储能设备的运行管理和运作效率等。储能设备的运行管理工作必须形成健全的监控和管理系统，及时发现并解决问题，保证储能设备的安全与平稳运转。另外，储能设备的运行质量还需要进一步改善，如提高储能设备的充放电质量、提高动力电池寿命等。在创新、政府扶持和市场竞争等多方的积极作用下，储能行业的融资价值不容忽视，挑战和机会并存。从市场要素视角分析，储能行业的融资机会主要来源于政府扶持、用电市场需求、新能源车市场需求以及能源转变需要等方面。从储能产业链视角分析，储能行业的融资机会主要源于储能装置生产、存储系统集成、存储业务与存储运营各环节。同时，投资人还能够采取收购、联合等方法，开拓储能产业链的下游，进行产业链的融合与优化。从储能科技视角分析，储能行业的投资机会主要来自动力电池科技的发展、超级电容科技的运用、压缩空气储能科技的运用、液流电池科技的运用等方面。投资人可选用具备核心技术和竞争优势的储能技术公司进行融资，还能够通过创新和开发，增强储能技术的性能和有效性，达到科技领先和市场竞争优势。从落地场景视角分析，储能行业的融资机会主要源于电力系统、汽车、微电网以及工业等领域。

三、“双碳”条件下储能体系商业模式和收益

在动力系统中，储能体系主要是通过调峰、调频、备用等功能，以达到调整动力系统运行功率的调峰，从而达到为系统创造稳定电力的目的。在当前电力市场开发进程中，储能技术主要利用如下多种商业模式获得效益。

（一）峰谷套利

峰谷套利是指通过运用峰谷电价差异，把可再生能源开发的余额能量出售给国家电网，以获取利益利润。为提高用户侧储能系统的经济性与安全性，储能系统的充放电能力通常都不会超过用户侧供电负荷的最高峰值能力。用户侧储能系统当峰谷电价差很大时，就能够运用自身的供电负荷实现盈利，同时也减少了供电成本。若将储能系统作为用户侧储能，则用户侧储能系统就能够利用峰谷电价差获取收益。从欧美等发达国家的峰谷电价差分析，其峰谷差较小，峰谷电价差通常在2%以下；而中国的峰谷差在20%以下，由于中国光伏和风电装机容积的迅速扩大，进而造成了供电负荷的快速增长。

（二）发电现货交换

发电现货交换是供电市场的核心，进一步挖掘发电产品的价值，帮助市场采取市场化方法优化资源配置、确保供电安全、减少供电成本。储能平台可以进入现货市场，并按照发电侧或客户侧的要求进行充放电，并通过实时电价结算电费。储能系统参与电力现货市场主要有两个方法：一是储能系统通过辅助服务市场获取利润，如四川、浙江杭州等地；二是储能平台在电力现货领域内利用现场电价与现场买卖获取利润。从我国目前的发电发展现状来看，发电现货交易仍处在起步时期，发电侧与用户侧的投入水平很低，短期内难以实现大面积投入。储能系统作为辅助业务的主要部分，应该参与电力现货市场交易。

（三）辅助业务市场

在辅助业务市场方面，储能系统能够参与调峰调频业务和辅助业务市场，从而获得一定利润。供电辅助业务主要包括调频、调峰、备用、黑启动等，为供电系统提供了平稳的电能供应。储能系统作为参与辅助业务的主要力量之一，也是其主要的利润来源。

（四）微电网接入

微电网，是由分布式供电、储能系统、负载和控制系统等所构成的小型发电和配电网络，能够进行就地消纳。微电网的特点是：系统能独立管理，发电和电力能独立管理；分布式电源应用了与大电网并网操作的技术。微电网接入储能体系后，能够完成储能体系的充放电、电力品质调控和能源优化调整等功能，增强了电网对分布式再生能源的接受能力，是目前国内外储能体系应用的重点模式之一。微电网在接入储能体系之后，将其利润分为峰谷套利、辅助业务利润以及用户侧投资收益。

（五）抽水蓄能连接

抽水蓄能电站主要是为服务国家电网建设而建造，电改前和电改后均由国家电网企业承担抽水蓄能电站建设。由于抽水蓄电站的建设规模巨大，供电公司主动兴建抽水蓄电站困难大。如果通过适当的电价制度增加抽水蓄能电站的功能作用，能合理提高项目的收益，参加抽水储能项目的公司会更多。我国的抽水蓄能电站的项目投资大致有两个：一是电网公司单独的项目投资；二是由电网公司控制实施建设。

四、储能行业的商业运作模式

储能产业的发展受到市场经济和政策法规两个方面的驱动，相应的主体分别为储能投资者和政策法规出台方。措施出台方重点关注能源发展与新型电力系统的建立，积极促进储能领域的发展，而储能投资者则关注储能的经济收益。目前，我国大功率储能的主要使用场合，一般分为风光配储、调频设备和辅助业务、独立的储能设备和工业储能设备等。对新能源项目投资者来说，风光配储能收益大部分来源于增加消纳率，相当于增加使用时间数，提高发电并网收入。调频储能的收益，主要来源于容量补偿和里程补偿。前者按照储能调频容量定额补偿，而后者根据储能实际调用里程，以市场化竞价的方法补偿。财政决定容量补偿，市场格局决定里程补偿。调频储能的收益模式总体上受到外界影响很大，但目前来看，政策变化以及新入者的扰动，都会很大程度影响调频储能的收益。在政府严格规定储能的地方，从商业模式来看，要想盈利就必须增加储能使用率，较好的方式是在电源侧实现独立配储并实现资源共享，不但可以增加经营价值并降低不必要的耗费，还可以增加安全性，防止意外事故的发生。共享储能由第三方投资人建立大型单独储能工程项目，新能源项目投资者可以利用租用单独储能的部分容量来适应政府强配需求，每年交纳相应的租用费。这个模型既可以减轻新能源项目投资者的初始融资压力，又可以增加公共储能投资者的投资回报率。租赁共享储能的新模式，已经形成了新能源项目适应政府强制需求的新发展趋势。工商业储能的主要收益方式，是峰谷价差套利和增加光伏自用配比。前者基于谷时用电较低时储能充电，峰时用电较高时储能放电，峰谷价差越大，则利润越高；后者可采用配置储能装置把原来使用并网的电力储存自用，减少电费开支。如果工业单位采用分布式光伏电站，这个方法能够提高光伏发电自用比例，提高效益。

结语：

国外由于储能开发较多和发电领域相对完善，在多样化的发电形式和政府补贴推动下，存在相当的经济效益。当前由于储能特别是新兴储能行业的日益发展，我国在税收政策方面给予了相应的扶持，但商业模式的创新，受目前储能科技不完善、发电领域商业体系不健全等多种原因制约，没能完全吸引市场资金的投入。未来储能的发展离不开价格政策的扶持和商业模式的革新。