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當前，儲能迎來高質量發展機遇期。在2023國際數字能源展期間，總規模超過200億元的深圳新型儲能產業基金發布。中國工程院院士、中國科學院物理研究所研究員陳立泉介紹，截至2022年底，全球電力儲能裝機達237.2吉瓦，較2021年增長15%；中國儲能裝機59.8吉瓦，占全球總規模的四分之一，較2021年增長38%，抽水蓄能裝機首次低于80%。他認為，新型儲能是構建新型電力系統的重要基礎，也是搶占國際競爭新高地的重要領域，我國儲能市場將迎來爆發期。 在多場論壇上，專家和能源從業者對國內儲能發展路徑、商業模式及趨勢展開熱議。缺乏成熟的商業模式是阻礙儲能市場發展的因素之一。從儲能項目造價和商業模式看，儲能項目造價大多在1500-3000元/千瓦時之間，項目間由于邊界條件不同，造價差異較大。新能源配置儲能具有平抑新能源輸出功率波動、提升新能源消納量、降低發電計劃偏差、提升電網安全運行穩定性、緩解輸電阻塞等作用，在能量市場、輔助服務市場、容量市場中具有多元價值，商業模式不盡相同、地區差異性較大。但從實際情況看，大部分儲能項目盈利水平不高。 “新能源配儲能利用率低。新能源配儲能調用頻次、等效利用系數、利用率均低于火電廠配儲能、電網儲能和用戶儲能。新能源配儲能規模、型式沒有進行科學論證。多地采取‘一刀切’式的配置標準，部分地區將配儲能作為新能源建設的前置條件。風電配儲和光伏配儲對于儲能的利用、棄風棄光的解決具有明顯差異性，同質化的配置儲能要求缺乏科學性。”中電聯指出。 與此同時，新型儲能成本較高，缺乏疏導渠道。當前，新能源配儲能的投資成本主要由新能源企業內部消化，疊加鋰離子電池成本上漲，新能源企業承擔了不小的經營壓力。 欣旺達動力科技股份有限公司總工程師王寶玉認為，總體上看目前國內儲能仍處于商業化早期或示范階段，在性能提升、成本下降等方面有較大發展空間。同時，市場暫缺乏明確的價格政策和成本分攤機制，儲能盈利模式不清晰，儲能規模化發展受限。 “經濟性是用戶側投資運營的一個永恒主題，儲能的經濟性首先體現在設備本身的經濟性上。”在這一方面，魏瓊介紹了美克生能源采用的做法：不增加過多的硬件成本，而是從儲能的全生命周期出發，通過一些運維方案延長服役期、延長壽命，增加放電次數，從而降低服役的單次成本。 廣東省綠色能源技術重點實驗室主任、華南理工大學電力學院教授楊蘋進一步說，電網側配儲和共享儲能目前沒有直接的商業模式，現在具有明確商業模式的是新能源場站側配儲和新能源加儲能聯合運行。 新能源場站側配儲方面，現有部分省份規則強制性配儲比例為10%—20%。楊蘋認為，未來應分層級配置儲能，具體來說要注意風電場和光伏電場的不同，考慮新能源場站二次出力特性、所在節點并網運行特性，以收益最大化為目標配儲。新能源加儲能聯合運行也要基于多應用場景，考慮新能源場站的并網運行特性，制定新能源聯合儲能的協同控制策略。 杭州科工電子總經理劉愛華表示，“目前業內的盈利模式不是很清晰，商業模式還在探索中，現在沒有一家是賺錢的。”針對儲能行業的盈利困境，多位業內人士都向記者表達了理解以及擔心。劉愛華認為，儲能行業未來這三四年里應該去探索盈利模式的問題，盈利模式如果清晰，未來儲能行業一定會是爆發式增長，甚至比現在的速度還會快。他還表示，儲能行業一定要用戶側、發電側和電網側共同努力，才能營造商業模式。 目前在投的很多工商業場景還是以削峰填谷作為一個主要的盈利模式，在未來3-5年之內會進一步擴展項目的盈利模式，來通過更好更方便的盈利方式，進一步壓縮整體項目的回收周期。 “新型儲能商業模式、電價機制有待進一步完善。新能源配儲能收益主要來源于電能量轉換與輔助服務，儲能的諸多市場和價格規則仍有待落地；儲能商業模式不穩定，回報機制不清晰，政策變動對收益影響較大。比如，近期山東儲能的容量補償標準大幅下降，企業收益受到較大影響，不利于投資決策。”中電聯分析。 “從歐洲、美國等補貼、電價來看，戶用儲能會是一條‘滾燙有活力’的細分賽道。但入局玩家仍需要警惕，歐美經濟下行、補貼政策變化、通脹嚴重導致消費能力下降、安裝工人不足（費用高）等因素。”高工儲能董事長張小飛提醒。 來自浙商證券的最新研報顯示，2021-2025年儲能市場四年預計CAGR達68%，全球儲能市場高景氣度發展，電力儲能、戶用儲能、便攜儲能將成為三大重要應用場景。

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