对于储能行业来说，一个最需要厘清的问题就是谁来为储能买单。由于市场规则和政策不同，为此买单的主体是不太一样的。

当前，国内的新型储能市场正处于爆发期，笔者将分别从储能项目的三大应用场景——发电侧、电网侧和用电侧来逐一分析。

新型储能商业模式的核心

对于发电侧和电网侧储能，它们的商业模式虽有差别，但本质用途都是削峰填谷、调峰调频，保障电网稳定性，可被统称为“电表前”储能。至于具体是在发电侧还是在电网侧配置储能，主要取决于“谁来买单”。

发电侧的储能装机，是当下市场爆发的源动力，主要来自政策对风电、光伏电站的强制配储要求。各省份的规定不尽相同，一般要求的配置比例为10%～20%，容量时长2小时以上。

这里的强制配储，用电力行业的话说就是强制具备“一次调频”的能力，一次调频不在补偿之内。光伏、风电等新能源本身，不像传统的火电和水电，是有转动惯量的，转动惯量可以带来整个电力系统的稳定。但光伏一照射就有电，没有照射就没电，在这种情况下，需要人为构建一个转动惯量，这就是强制配储的由来。

在发电侧配置储能，很长一段时间里是成本项，相当于增加了光伏或风电站的建设成本。如今，由于电池成本下降以及政策补贴，在发电侧配置储能已基本具备经济性。

而二次调频，需要一个更细的补偿方式，建立一个市场机制，部分省份正在进行一些试点。如果参与“二次调频”，相当于储能参与火电、水电等发电机组市场化竞争，谁中标取决于谁的价格低、谁的反应速度快。此时储能的优势就体现出来了，整体仍然是为电网的稳定性服务。

对于电网侧，由于国家发展改革委、国家能源局在2019年规定，抽水蓄能、电储能设施不计入输配电定价成本，也就是不计入上网电价，抑制了电网企业投资新型储能的积极性，更多新增装机进入发电侧。

但是，在2021年政策有所调整和完善。国家发展改革委、国家能源局下发的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》释放信号，不仅透露将建立电网侧独立储能电站容量电价机制，同时也明确了下一步会探索将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价回收，这意味着电网侧储能成本未来有望得到疏导。

因此，新型储能商业模式的核心，在于建立良好的电力市场环境。针对“谁为储能买单”的问题，主要本着“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，比如一次调频、二次调频及调峰等辅助服务，都是由发电企业、电力用户等共同分担，避免出现投资方与受益方的错配和成本转嫁。

“尖峰电价”让储能发挥作用

随着2021年风、光等新能源发电占比明显提高，我国电力系统已经呈现出“双峰双高”(双峰：电网夏、冬季负荷高峰;双高：高比例可再生能源、高比例电力电子装备)、“双侧随机性”(风电、光伏发电具有波动性和间歇性，发电占比提升后，供电侧也将出现随机波动的特性，能源电力系统由传统的需求侧单侧随机向双侧随机发展)特征，电网对“调峰+调频”的需求越来越迫切。

为刺激电化学储能参与电网侧调峰、调频服务，国家及各省份密集出台相关政策，明确储能的独立主体身份和独立储能参与辅助服务市场的补偿标准，从而确定了电网侧独立储能商业模式的可行性及经济性。

独立储能电站放电时相当于发电主体，充电时相当于购电主体。据天风证券测算，如果同时参与“调峰+调频”市场，独立储能电站的全生命周期IRR可上升至18.61%。

对于用电侧，国内由于电价低廉，户用储能市场空间还不太大，处于市场早期。目前的商业模式主要是工商业通过峰谷价差机制获得收益。

中国工商业用户的用电量占总用电量的70%。比如水泥厂的成本结构中，电费占70%～80%，一家10万吨产能的水泥厂，年度电费一般在2亿元左右。

在巨大的电力消耗面前，电价的峰谷差价非常可观。国家发展改革委要求，调高峰谷差价的比例(4：1)，也就是说，如果最高时电价为0.8元，那对应最低时就只有0.2元，峰谷差价达0.6元。

另外，部分省份还在推广“尖峰电价”机制，它的价差比峰谷电价还要高。例如在江苏省，有两个低谷阶段、两个高峰阶段，中间还有一小段尖峰阶段，尖峰电价可能是低谷电价的5倍以上。

这种情况下，储能的作用就发挥出来了，对低谷电价和尖峰电价起到了时移作用，用电量越大越明显。如果按照10万吨级的水泥厂来测算，电价差价在0.65元左右，基本上4～5年储能的收益就非常明显。

据东方证券分析，对于一般工商业来说，“两充两放”是套利场景下的运行策略，一般储能配置时长约3小时。不同地区的峰谷时段差异较大，一般情况下划分为5~6个时段，其中2个高峰、2～3个平段、1个低谷。高峰一般持续时长约2~3小时，2个高峰间夹杂一个2~3小时的平段。运行策略中“一充一放”在低谷高峰，另一个“一充一放”在平段高峰。

随着中国电气化率越来越高，负荷的峰谷差也越来越大。未来，随着电动车的渗透率越来越高，电动车充电高峰期与电网用电高峰期吻合，也需要通过峰谷价差来引导负荷的时移。

为创业企业带来利好

如今，随着光伏、风电发电量占比越来越高，系统性布局储能的紧迫性也越来越强。从动力电池到储能电池，中国电化学储能已进入规模化发展阶段。

但要想实现高速增长的目标，还需要厘清利益分配、成本疏导等市场化机制，打通发电侧、电网侧、用电侧储能的商业模式。

结合海外户用储能和国内源网侧配储的强烈需求，新型储能正掀起新一轮发展热潮。国内电化学储能电池2021年出货量较2020年增长超4倍，而全球新增储能规模也同比增长了117%。这将极大利好电池、变流器、电池管理系统等创业企业，其中有望诞生全球级的新兴公司。

(作者系经纬创投商业研究分析师)