近日，國內最大的分布式儲能項目在陝西竣工投運，覆蓋七個縣區的130個鄉村——149套台區分布式儲能設備，總體容量達29986千瓦時，在滿電情況下，可同時滿足3000個普通家庭一天的用電量。

形象地說，儲能就像一個調節水庫，當河流（電力供應）水量充足時，水庫（儲能系統）就會蓄水；當河流幹旱（電力需求高峰）時，水庫就會放水，確保下遊（用戶）的用能需求得到滿足。

這是一個萬億級風口，眼下各地紛紛加碼布局。

但技術加速創新、市場前景廣闊、政策大力扶持的新型儲能，卻面臨著一個核心問題，“目前新型儲能仍在商業化初期，商業模式還不夠清晰。”南網儲能（600995.SH）曾公開回應。

行業觀察人士表示，商業模式尚未打通，各地已經在加快上馬，新型儲能會不會走上光伏的老路，陷入過剩困局？

火起來了

“新型儲能”概念眼下異常火爆。

包括機械儲能、電化學儲能、電磁儲能等（國內新型儲能賽道，目前以電化學儲能爲主），其産品功能類似一個大型“充電寶”，可用來平衡電網供需關系。

相關行業報告顯示，現階段，新型儲能應用場景主要分爲用戶側、發電側、電網側。

用戶側儲能——是指在家庭或企業內安裝儲能設備，可以在電價低的時候儲存電，在電價高的時候用電，從而降低電費。

發電側儲能——是指在發電站（比如風電場、太陽能發電站）旁邊安裝儲能設備，用來儲存過剩的電能或在發電量不足時提供電能。

電網側儲能——是指在電網的關鍵節點安裝儲能設備，用來提供多種電力輔助服務，比如頻率調節，響應電網的需求變化，提高電網的穩定性和可靠性。

尤其以農村用戶側儲能爲例，能極大程度解決村民用電困難問題。台區儲能型微電網，可在白天光伏發電時，將富余電量存儲起來或跨台區消納；夜晚用電量較大時，儲能系統供應電量，以削峰填谷的形式，保障多區域村民用電需求。

基于早期新能源配儲政策推動，甯夏、新疆、甘肅、青海的儲能電站規模在全國名列前茅；廣西、廣東、山東、四川、湖北等地，亦密集敲定2025年目標——新型儲能裝機2GW以上（GW，1吉瓦=1000兆瓦=100萬千瓦）。

國家能源局數據顯示，2023年我國已建成投運新型儲能項目累計裝機規模達31.39GW/66.87GWh。其中，新增新型儲能裝機規模約2260萬千瓦，比2022年底增長超過260%。

31.39GW/66.87GWh是什麽概念？

鎬媒體·鎬京筆記粗略估算，如果所有設備同時最大功率工作2個多小時，可充滿6687萬度電，幾乎相當于16750個家庭一年的用電量。

陝西也開始發力。從陝西“十四五”新型儲能規劃布局來看，位于陝北的榆林、延安地區的裝機規模爲1.4GW，關中銅川、渭南、寶雞、鹹陽等地市裝機規模爲1.2GW。

今年4月初出台的《陝西省新型儲能發展實施方案（2024-2025年）》（下稱“《方案》”）指出，要引導新型儲能重點布局在陝北、關中渭河以北新能源富集區域，並且推動新型儲能多場景應用；到2025年，力爭並網新型儲能總規模達到2GW以上。

有待發力

概念再火，還需要市場來長期驗證。

陝西省能源局相關工作人員告訴鎬京筆記，陝西還沒有要求新能源強制配儲，更多是提倡發展網側獨立儲能，鼓勵市場化運作來促進行業發展。

問題來了，新型儲能方面，陝西方面市場主體力量發展如何呢？

從産業鏈角度來看，儲能企業大致可分爲：上遊的電池原材料及生産設備廠商，中遊的電池組、電池管理系統、能量管理系統、儲能變流器等零部件生産企業，下遊的儲能系統集成商。

企查查數據顯示，截至2024年4月22日，全國31個省（市、自治區）經營範圍涉及儲能相關業務的企業，共有17萬余家。

從各省儲能企業數量來看，廣東、江蘇、浙江位列前三，合計占到全國近三成。有分析指出，廣東省的新型儲能已處于全國領先水平，廣州、深圳、珠海、東莞等城市，已形成相對明確的儲能産業鏈分工。

再看陝西，共有相關企業4225家，數量占全國總量2.47%，處于中間位次。

某本土新能源企業技術負責人告訴鎬京筆記，“整個西北地區內，陝西儲能産業的發展還是相對緩慢一些，比起其他省份的應用端，陝西大型儲能設備的投入還是不多。”

但其同時認爲：“現在，省上相關政策出台後，必將有衆多企業湧入，這就到了考驗企業核心技術和産能部署能力的時候。”

目前，西安已經聚集了一批儲能企業。

譬如，西交大校友創立的奇點能源，儲能系統産品已被應用于廣東、浙江、甯夏、新疆等地的儲能項目中；特變電工旗下的特變電工西安電氣，其逆變器産品在青海、甘肅、甯夏、新疆等多個大型光伏電站項目均有應用；本土充電樁新秀企業領充新能源也涉足儲能領域，持續在工商業儲能業務發力……

幾點建議

任何新興行業，必然會面臨商業模式的探索之路。

萬億市場風口上的——儲能，亦不例外。

現階段，儲能電站的運營有四種常見的商業模式，分別是容量租賃、容量補償、峰谷價差套利和電力輔助服務。

容量租賃，是指儲能電站可爲風電、光伏電站提供相應容量的租賃服務，相當于把閑置的“充電寶”容量租給別人，從而賺取租賃收益；容量補償，有點像電網給儲能電站的“保險費”，確保在用電高峰時有足夠的電力供應，從而給儲能電站支付一些補償金。

再看後兩種，峰谷價差套利，就是借助電力峰谷價機制，在電價低的時段存電，然後在電價高的時段放電，從而賺取差價；電力輔助服務，則是除了基本的電力供應外，儲能電站還可以幫助維持整體電網的頻率穩定，從而獲得電網的服務費。

上述本土新能源企業稱：“目前，陝西省儲能行業商業模式以容量租賃和容量補償爲主導，峰谷價差套利和電力輔助服務等盈利途徑還不是很成熟。”

其同時指出，如果能鼓勵新能源企業通過容量租賃方式形成共享儲能生態機制、鼓勵獨立儲能參與電力輔助服務，儲能市場或將更加活躍。

隨著新型儲能技術加速更叠、應用場景持續拓展，行業逐漸進入全新發展階段。在此背景下，就需要政策端進一步打通行業堵點，破除行業發展障礙。

目前行業內普遍的共識是——用好獨立儲能模式，將更有利于陝西儲能市場機制加速成熟。

這是因爲，相對于綜合儲能系統，獨立儲能模式似乎顯得更爲“靈活高效”。

具體來說，綜合儲能——是指將儲能設備與電網、發電站或其他系統緊密結合，形成統一、協調運作的系統。通常裝機規模較大，能夠存儲更多的能量，可快速響應電網的需求。但是，如果政策支撐與市場需求反應不及時，就會導致整個系統的運營效率低下。

然而，獨立儲能——作爲一個獨立的商業實體，不依賴于特定的能源系統或電網，可以獨立進行能量充放，具有較高的靈活性和自主性。

但是，獨立儲能電站卻也正面臨著商業模式上的痛點。

首先，是收益與成本之間的錯配。據浙商證券研究所相關報告顯示，比如建一個100mw/200mwh規模的獨立儲能電站，初始項目投入爲4億元，但每年通過峰谷價差套利、容量租賃、容量補償的收入爲6150萬元，扣除每年的運營成本以及電池容量因損耗而換新的支出，在其16年使用壽命周期中，IRR（內部收益率）僅爲6.6%。

其次，市場機制不健全、盈利模式單一也是亟待解決的問題。

不過，《方案》也明確提到，鼓勵完善價格機制、共享租賃等市場化運營機制，然而涉及獨立儲能電站前期建設、運營成本等細節，尚未給出具體政策。但隨著國內最大的分布式儲能項目竣工投運，時間會給出答案，走向模式創新的企業、城市終將站上萬億産業“風口”。

（圖片來源：奇點能源官網、視覺中國）