對于儲能行業來說，一個最需要厘清的問題就是誰來為儲能買單。由于市場規則和政策不同，為此買單的主體是不太一樣的。

當前，國內的新型儲能市場正處于爆發期，筆者將分別從儲能項目的三大應用場景——發電側、電網側和用電側來逐一分析。

新型儲能商業模式的核心

對于發電側和電網側儲能，它們的商業模式雖有差別，但本質用途都是削峰填谷、調峰調頻，保障電網穩定性，可被統稱為“電表前”儲能。至于具體是在發電側還是在電網側配置儲能，主要取決于“誰來買單”。

發電側的儲能裝機，是當下市場爆發的源動力，主要來自政策對風電、光伏電站的強制配儲要求。各省份的規定不盡相同，一般要求的配置比例為10%～20%，容量時長2小時以上。

這里的強制配儲，用電力行業的話說就是強制具備“一次調頻”的能力，一次調頻不在補償之內。光伏、風電等新能源本身，不像傳統的火電和水電，是有轉動慣量的，轉動慣量可以帶來整個電力系統的穩定。但光伏一照射就有電，沒有照射就沒電，在這種情況下，需要人為構建一個轉動慣量，這就是強制配儲的由來。

在發電側配置儲能，很長一段時間里是成本項，相當于增加了光伏或風電站的建設成本。如今，由于電池成本下降以及政策補貼，在發電側配置儲能已基本具備經濟性。

而二次調頻，需要一個更細的補償方式，建立一個市場機制，部分省份正在進行一些試點。如果參與“二次調頻”，相當于儲能參與火電、水電等發電機組市場化競爭，誰中標取決于誰的價格低、誰的反應速度快。此時儲能的優勢就體現出來了，整體仍然是為電網的穩定性服務。

對于電網側，由于國家發展改革委、國家能源局在2019年規定，抽水蓄能、電儲能設施不計入輸配電定價成本，也就是不計入上網電價，抑制了電網企業投資新型儲能的積極性，更多新增裝機進入發電側。

但是，在2021年政策有所調整和完善。國家發展改革委、國家能源局下發的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》釋放信號，不僅透露將建立電網側獨立儲能電站容量電價機制，同時也明確了下一步會探索將電網替代性儲能設施成本收益納入輸配電價回收，這意味著電網側儲能成本未來有望得到疏導。

因此，新型儲能商業模式的核心，在于建立良好的電力市場環境。針對“誰為儲能買單”的問題，主要本著“誰提供、誰獲利，誰受益、誰承擔”的原則，比如一次調頻、二次調頻及調峰等輔助服務，都是由發電企業、電力用戶等共同分擔，避免出現投資方與受益方的錯配和成本轉嫁。

“尖峰電價”讓儲能發揮作用

隨著2021年風、光等新能源發電占比明顯提高，我國電力系統已經呈現出“雙峰雙高”(雙峰：電網夏、冬季負荷高峰;雙高：高比例可再生能源、高比例電力電子裝備)、“雙側隨機性”(風電、光伏發電具有波動性和間歇性，發電占比提升后，供電側也將出現隨機波動的特性，能源電力系統由傳統的需求側單側隨機向雙側隨機發展)特征，電網對“調峰+調頻”的需求越來越迫切。

為刺激電化學儲能參與電網側調峰、調頻服務，國家及各省份密集出臺相關政策，明確儲能的獨立主體身份和獨立儲能參與輔助服務市場的補償標準，從而確定了電網側獨立儲能商業模式的可行性及經濟性。

獨立儲能電站放電時相當于發電主體，充電時相當于購電主體。據天風證券測算，如果同時參與“調峰+調頻”市場，獨立儲能電站的全生命周期IRR可上升至18.61%。

對于用電側，國內由于電價低廉，戶用儲能市場空間還不太大，處于市場早期。目前的商業模式主要是工商業通過峰谷價差機制獲得收益。

中國工商業用戶的用電量占總用電量的70%。比如水泥廠的成本結構中，電費占70%～80%，一家10萬噸產能的水泥廠，年度電費一般在2億元左右。

在巨大的電力消耗面前，電價的峰谷差價非常可觀。國家發展改革委要求，調高峰谷差價的比例(4：1)，也就是說，如果最高時電價為0.8元，那對應最低時就只有0.2元，峰谷差價達0.6元。

另外，部分省份還在推廣“尖峰電價”機制，它的價差比峰谷電價還要高。例如在江蘇省，有兩個低谷階段、兩個高峰階段，中間還有一小段尖峰階段，尖峰電價可能是低谷電價的5倍以上。

這種情況下，儲能的作用就發揮出來了，對低谷電價和尖峰電價起到了時移作用，用電量越大越明顯。如果按照10萬噸級的水泥廠來測算，電價差價在0.65元左右，基本上4～5年儲能的收益就非常明顯。

據東方證券分析，對于一般工商業來說，“兩充兩放”是套利場景下的運行策略，一般儲能配置時長約3小時。不同地區的峰谷時段差異較大，一般情況下劃分為5~6個時段，其中2個高峰、2～3個平段、1個低谷。高峰一般持續時長約2~3小時，2個高峰間夾雜一個2~3小時的平段。運行策略中“一充一放”在低谷高峰，另一個“一充一放”在平段高峰。

隨著中國電氣化率越來越高，負荷的峰谷差也越來越大。未來，隨著電動車的滲透率越來越高，電動車充電高峰期與電網用電高峰期吻合，也需要通過峰谷價差來引導負荷的時移。

為創業企業帶來利好

如今，隨著光伏、風電發電量占比越來越高，系統性布局儲能的緊迫性也越來越強。從動力電池到儲能電池，中國電化學儲能已進入規模化發展階段。

但要想實現高速增長的目標，還需要厘清利益分配、成本疏導等市場化機制，打通發電側、電網側、用電側儲能的商業模式。

結合海外戶用儲能和國內源網側配儲的強烈需求，新型儲能正掀起新一輪發展熱潮。國內電化學儲能電池2021年出貨量較2020年增長超4倍，而全球新增儲能規模也同比增長了117%。這將極大利好電池、變流器、電池管理系統等創業企業，其中有望誕生全球級的新興公司。

(作者系經緯創投商業研究分析師)