区域分析部分成熟市场政策出台密集，独立储能盈利模式更为明确:山东、山西、蒙西等地区是我国首批电力现货市场建设区域，现货市场峰谷价差较为可观，存在一定套利空间，盈利模式以“现货市场+容量租赁/容量补偿+辅助服务”为主:河南省、宁夏容量租赁市场化程度较高，已有多个项目中标，加之调峰辅助服务政策出台，经济性尚可。据EESA测算，在2小时储能系统EPC单价为1.4元/Wh，储能系统单价0.8元/Wh，电芯采购单价0.45元/Wh，初始容量80%租赁(降低5%/3年)的情况下，上述地区均可实现不同程度盈利。数据来源:EESA数据库
现阶段，储能逐渐为建设重点
现阶段我国源网侧储能存在项目利用率不足、成本疏导困难等问题，故“共享模式、收益灵活”的独立储能逐渐成为建设重点。但独立储能容量租赁难达预期、电力市场收益处于较低水平，缺乏稳定可持续的商业模式依旧是发展痛点。因此，加快储能成本疏导将成为政策长期引导方向。随着我国电力市场改革的不断深化，现货、辅助服务及容量市场成熟度将进一步加深，未来独立储能收益呈现“短期靠补偿、长期靠市场”的特点。从容量补偿收益来看，已有多个省份发布容量补偿及其他补贴政策，刺激省内储能装机放量，如山西、山东、内蒙古;但从2022-2023年底山东政策调整过程来看，容量补偿退坡是确定性趋势，以容量补偿为过渡、以容量市场作为发展目标，在容量资源配置中引入市场竞争，促进容量市场化定价将是未来建设重点。2023年是独立储能发展元年，关于电力市场、容量补偿、容量租赁政策密集出台，促进独立储能盈利路径拓宽，市场化进程进一步加快:据EESA统计，国家及多地政府全年共发布相关政策45条，我国电力市场改革取得突破性进展。其中，《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》明确了省级、区域级、省间电力现货试运行时间节点，为省级电力现货市场建设指明了方向;《关于建立煤电容量电价机制的通知》通过容量电价补偿的形式使煤电回收一部分固定成本，其在电源侧的作用由发电主力逐渐向保供身份及调节性电源转变，为风光逐步让出市场，进而推动储能装机进一步提升，成为我国电力系统转型史上的里程碑事件;《内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则(暂行)》按放电量给予电网侧独立储能示范项目最高0,35元/千瓦时的容量补偿，一定程度上保障储能固定成本回收。
未来储能电站行业发展状况
从现货市场来看，随着2023年国家发改委、能源局《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》的发放，2024年我国区域电力市场及省内现货市场政策出台将逐渐密集，浙江、河南、辽宁、江苏等地现货市场或将取得突破性进展;现货市场还原了电力的商品本质，构建了由供需决定的电力价格体系，预计我国现货市场峰谷价差将逐步扩大，促进储能长期收益灵活性。从辅助服务市场来看，前期我国辅助服务市场定价均为政策规定，且初期价格较高;随着电力辅助服务市场的发展，储能参与辅助服务市场将呈现出两大趋势:辅助服务种类多样化、辅助服务价格市场化。总之，随着规模化降本及收益模式拓宽的双轮驱动下，未来储能电站投资将由政策驱动转向市场价值驱动，促进储能行业稳定健康发展。近年来，随着我国能源转型战略的持续推进，分布式光伏迅速发展。据统计，2023年全国新增分布式光伏装机约96GW，与此同时，近期，随着我国分布式光伏大规模接入电网，光伏发电消纳矛盾更加突出，也给配电网带来一定压力，已经对当地发用电平衡产生较大影响。2023年底，一些地区已经暂停或暂缓分布式光伏项目备案、建设和并网。台区储能是指在配电网中，通过安装储能设备来实现对电能的储存和释放，以平衡电网负荷和提高供电可靠性的技术。这种储能设备通常安装在配电变压器所在的电力配电站或台区内，用于应对配电网中的瞬时负荷波动和峰值负荷需求，提高电网的稳定性和响应速度，解决分布式光伏消纳难题。相较于配电网改造，台区储能可便捷高效解决分布式光伏消纳问题，表慢广阔。目前台区储能主要作为分布式新能源开发过程中的成本项，收益模式有租赁、峰谷套利等，目标经济性较差，未来或可通过容量补偿机制、参与辅助服务等形式来保障台区储能收滥。
中国工商业储能市场现状
近五年来，我国第二产业5用能不断增长，2023年全国工业和信息化工作会议指出，我国将大力推进新型工业化，锻长板，补短板，培育新兴产业，非高载能第二产业用电将呈现刚性增长。根据电力规划总院数据，中国第二、第三产业用电量在近5年间持续上涨，截至2023年中国全社会用电量总计92,241亿千瓦时，同比增长6.86%，二、三产业用电量保持逐年增长态势。其中第二产业中高技术及装备制造业的用电表现尤为亮眼，全年用电量同比增长11.3%，超过制造业整体增长水平3.9个百分点，此外光伏设备及元器件制造业用电量同比增长76.8%，新能源车整车制造用电量同比增长38.8%，消费品制造业各季度的同比增速及两年平均增速呈逐季上升态势。因此，在国内全面落实工业领域及重点行业碳达峰实施方案，同时避免欧美碳边境调节机制对国内高载能行业的影响的大背景下，倒逼我国第二、第三产业需要进行节能以及绿色用能改造。在用电量不断提升的同时，以工商业为主的第二、第三产业需要加速低碳转型，这也进一步推进了工商业储能市场在国内的发展。
储能未来趋势预测
据中国电力企业联合会数据，2024年全年全社会用电量9.8万亿千瓦时，同比增长6%左右。预计2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦，其中光伏新增装机171GW，集中式光伏占比约48%，新增装机85.44GW:风电新增89GW，新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。按照平均“10%，2.4h”配储比例计算，预计2024年电源侧储能新增装机可达到16.3GW/39.2GWh。
电网侧储能可支撑电力保供、提升地区电力系统调节力、替代输变电工程投资，是构建新型电力系统的重要支撑。根据电规总院预测，支撑电力保供的电网侧储能在“十四五”后期预计需求约为25GW;其次，在充分利用火电灵活性改造、抽蓄等常规调节措施的同时，"十四五”后期仍需进一步增加新型储能以提升系统的调节能力，此部分需求约在15GW左右;再次，在新能源大规模并网的情况下，还需配置一定规模的电网侧储能以缓解配电网压力，替代输变电工程投资，预计此部分需求约为2GW。综合考虑以上场景，预计2024-2025期间电网侧储能装机约在40GW以上，储能时长2-4h。据近年电网侧储能装机增速及发展情况来看，EESA预计2024年电网侧储能装机量约在19GW/46GWh。因此2024年源网侧储能装机约可达到35GW/84GWh，同比增长90%。
电价政策方面统计
电价政策方面，2023年以来，中国各地分时电价政策落地且峰谷价差不断扩大，工商业储能经济性逐步凸显。峰谷价差方面，据EESA统计，2023年12月全国近80%地区峰谷价差环比增从，峰谷电价差超4:1的省份多达17个，且全年平均峰谷价差超0.7元/kWh省份数量达20(单一制1-10kV)和21(两部制1-10kV);峰谷时段方面，超20个省份可满足两充两放充放电策略，部分省份为“谷-峰”策略，多数省份为“谷-峰+平-峰"策略，理论上给予工商业储能发展土壤和盈利空间。
盈利模式方面剖析
盈利模式方面，虽工商业储能有峰谷套利、需量管理、需求侧响应和提供辅助服务等盈利模式，但现阶段峰谷套利仍是最主要盈利来源，而未来虚拟电厂将为工商业储能增厚利润又一途径，或成为主要盈利来源。未来受一充一放策略和峰谷价差变动影响，峰谷套利所带来的利润呈现不稳定性，但随着虚拟电厂的不断发展以及我国各省电力现货市场的不断开启，作为虚拟电厂重要的聚合资源将按照虚拟电厂所制定的策略参与到电力现货交易中，同时仍可提供辅助服务和需求侧响应，并与虚拟电厂进行利润分成，实现新的盈利模式。
未来潜力市场方面解析
未来潜力市场方面，综合考虑充放电策略、峰谷价差、政策补贴和工业发展情况，预计安徽、湖北和湖南三省的工商业储能在未来具备较大发展潜力。首先，安徽、湖北和湖南三省具备两充两放条件;其次，安徽、湖北和湖南三省可再生能源发电占比和第三产业占比较高，因此日间能量供需错配且日内负荷曲线波动较大，在此背景下分时电价机制存在一定可持续性;再次，安徽和湖南两省均于2023年发布工商业补贴政策用以推动项目落地和行业发展:最后，安徽、湖北和湖南三省分别拥有超2万家规上工业企业，完全具备工商业储能发展所依赖的工业基础。综上，现阶段广东、浙江和江苏三省为工商业储能较为成熟的发展市场，未来安徽、湖北和湖志三省将成为江、浙、粤外具备发展潜力的市场。
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