“随着电力市场的推进，新型储能的商业模式和运行方式也发生深刻变化。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会（下称“储能应用分会”）发布的《新型储能产业发展报告（2023）》（以下简称《报告》）指出。

电网侧共享储能是并网主力军

截至2023年6月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模超过17.33GW/35.80GWh，平均储能时长2.1h。今年上半年，新投运的装机规模约为8.63GW/17.72GWh，相当于此前历年累计装机规模总和。

从落地并网的项目来看，《报告》指出，本年度新型储能项目加快落地，装机规模持续快速提升，大型储能电站数量快速提升。

截至三季度，新增百兆瓦及以上新型储能项目已达53座。同时，并网项目涵盖各类应用场景，主要集中在新能源侧和电网侧。

不可否认的是，今年是新型储能项目超预期爆发的一年。根据前期招投标项目和开工项目统计，储能应用分会预计四季度新能源侧和电网侧并网项目将达到5GW左右。预计到今年年底，新型储能装机规模有望达到27GW左右。而这距彼时《关于加快推动新型储能发展的指导意见》所提出的“到2025年，新型储能装机规模达30GW以上完成既定目标”的达成已近在眼前。

从并网场景来看，截至今年年中，在常规电源侧、新能源侧、电网侧和用户侧分别累计装机规模达0.7GW、6.6GW、9.7GW、0.8GW。这也意味着，新能源侧配储和电网侧储能仍然是目前储能的并网主力军。

另外，今年也是用户侧储能井喷的一年。《报告》预计，到2023年底，新能源侧和电网侧储能占比在91%左右，同时，用户侧储能是今年增长率最快的应用场景，预计今年并网规模将达到1GW左右，同比增长约3倍。

然而，随着今年主要原材料价格的走低叠加产能的过剩的挑战，产业竞争激烈。截至10月中旬，以主流的280Ah大容量电芯为例，厂家报价在0.47至0.6元/Wh左右，相比年初电芯价格0.73至0.85元/Wh，下跌幅度超过30%。《报告》预计，年内电池市场价格将逼近0.4元/Wh。

随着电池为主的储能设备价格大幅降低，储能系统设备造价和EPC造价环比下降。以充放电2h储能系统为例，今年前9个月，储能系统价格主要分布在0.92至1.06元/Wh区间，对比去年同期同比下跌超三成。

产业链竞争激烈，同质化日趋严重，在低价中标的背景下，行业竞争也趋于白热化。而随着电芯及集成技术的提升、电池价格的持续走低以及产业的内卷加剧。《报告》预计，年内储能系统（2h时长）的价格将逼近0.8元/Wh。

机制变革利好商业模式明晰

顶层设计的不断完善持续推动新型储能行业的健康长远发展，为新型储能快速发展奠定了政策基础。21世纪经济报道记者注意到，今年，国家和各个地方政府主管部门出台多个重磅政策，涵盖电力市场、标准建设、产业发展、技术创新。

9月15日，国家发改委联合多部门印发《电力需求侧管理办法（2023年版）》和《电力负荷管理办法（2023年版）》。在价格机制方面，文件对参与电力需求侧响应提出了更明确的规则，通过实施尖峰电价、拉大现货市场限价区间等手段提高经济激励水平。鼓励需求响应主体参与相应电能量市场、辅助服务市场、容量市场等，按市场规则获取经济收益。

新能源配建储能是目前新型储能新增市场最主要的应用场景之一，但普遍面临利用率低，收益水平低等问题。

山东发改委、山东能监办、山东省能源局印发的《关于开展我省配建储能转为独立储能试点工作的通知》，要求对同一安装地点功率不低于30MW的配建储能，按照自愿原则，改造后接入电压等级为110kV及以上，具备独立计量、控制等技术条件，达到相关标准规范和电力市场运营机构等有关方面的要求，并接入调度自动化系统可被电网监控和调度的，可转为独立储能。

这也为探索配建储能转为独立储能参与电力市场提供了政策的基础，为源侧储能后续的商业模式探索带来一道曙光。

总体来看，尽管国家和多地出台的文件逐步明确新能源侧配建储能参与电力市场的方式，有利于优化新能源侧配建储能的调度运行机制。同时针对用户侧储能政府出台多个文件支持拉大峰谷价差，同时建立尖峰电价和季节性电价，为用户侧储能发展创造空间。

但电网侧共享储能商业模式仍处于发展探索健全阶段，当前共享储能收益水平整体偏低。

“新型储能作为新型电力系统重要的调节性资源，是构建源-网-荷-储协调互动生态的重要支撑。”《报告》指出。

储能应用分会强调，电力市场化进程正从试验、总结走向推广，但当前收益品种和价格水平仍有限，仍需进一步研究如何合理疏导成本，健全储能市场机制，反映储能的多重市场价值。另外，还需要建立储能多元化长效发展机制，因地制宜开展储能规划布局并加强储能全寿命周期全过程总结。