中國儲能網(wǎng)訊：《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》指出，新型儲能是構建新型電力系統(tǒng)的重要技術和基礎裝備，是實現(xiàn)碳達峰碳中和目標的重要支撐，也是催生國內(nèi)能源新業(yè)態(tài)、搶占國際戰(zhàn)略新高地的重要領域。隨著可再生能源裝機規(guī)模快速增長，電力系統(tǒng)對各類調(diào)節(jié)性資源需求迅速增長，新型儲能呈現(xiàn)出強勁的發(fā)展勢頭，項目加速落地，裝機快速提升。在異常火熱的市場背后，新型儲能項目的盈利能力備受關注。如何實現(xiàn)項目的經(jīng)濟效益、合理反映其在電力系統(tǒng)中的價值，是激發(fā)社會主動投資意愿、引導新型儲能產(chǎn)業(yè)健康可持續(xù)發(fā)展的關鍵問題之一。 本文對現(xiàn)階段電源側、電網(wǎng)側和用戶側新型儲能的盈利能力進行分析，在此基礎上研究認為，目前源網(wǎng)側儲能具備良好的成長性，工商業(yè)儲能是最具商業(yè)投資價值的細分市場。投資者在參與儲能市場時應注重優(yōu)質(zhì)項目的選擇，同時關注市場變化等情況，以把握機遇并取得長期回報。 隨著國內(nèi)儲能相關政策持續(xù)完善、市場環(huán)境不斷優(yōu)化，儲能項目盈利渠道逐漸疏通。在電源側，火電站配置儲能提供調(diào)頻等輔助服務是當前經(jīng)濟性較高的儲能應用之一，新能源配儲的盈利空間尚未得到充分開發(fā)，經(jīng)濟性不顯著。電網(wǎng)側獨立儲能逐步擺脫接入位置的約束，提供多重服務，既可以滿足強制配儲要求，又可以通過租金收益、輔助服務收益等提升經(jīng)濟效益，商業(yè)價值逐步顯現(xiàn)。用戶側儲能以峰谷電價差套利為主要收益模式，相比電源側、電網(wǎng)側儲能，目前用戶側儲能中工商業(yè)儲能的盈利模式最為成熟清晰。 發(fā)電側儲能建在各個火電廠、風電場、光伏電站，是各種類型的發(fā)電廠用來促進電力系統(tǒng)安全平穩(wěn)運行的配套設施。根據(jù)用途的不同，電源側新型儲能一般與常規(guī)火電機組或與新能源發(fā)電機組聯(lián)合配置。 火電配儲能，即火電廠加裝儲能設施，通過火儲聯(lián)合調(diào)頻方式，發(fā)揮儲能快速響應優(yōu)勢，從技術上縮短火電機組響應時間，提高火電機組調(diào)節(jié)速率及調(diào)節(jié)精度，提升火電對電力系統(tǒng)的響應能力，被視為當前主要的調(diào)頻手段之一。 國家能源局此前頒布的《并網(wǎng)發(fā)電廠輔助服務管理實施細則》與《發(fā)電廠并網(wǎng)運行管理實施細則》等文件，為火儲聯(lián)調(diào)項目確立了補償機制。近幾年火電配電化學儲能在我國已有廣泛應用，山西、廣東、內(nèi)蒙古、河北等地都有發(fā)電側火儲聯(lián)合調(diào)頻項目。 從盈利模式來看，與火電聯(lián)合配置的儲能主要通過提高電廠調(diào)頻響應能力、參與調(diào)頻輔助服務而獲取收益。 在實際操作中，火儲聯(lián)調(diào)項目參與的是電力輔助服務市場中的AGC（Automatic Generation Control，自動發(fā)電控制）調(diào)頻（二次調(diào)頻）市場，火電廠調(diào)頻效果主要由機組綜合性能指標K值來體現(xiàn)，通過加裝儲能設施，火電廠機組綜合性能指標K值可以提高2至3倍，調(diào)頻能力明顯提高。調(diào)頻效果越好，收益也越高。根據(jù)相關介紹，一個60萬千瓦的火電機組若配置3%的電化學儲能，項目調(diào)頻收益可達200萬～300萬元，投資回收期為4～5年。 2018年以來，在各地輔助服務政策的支持下，儲能輔助火電AGC調(diào)頻成為國內(nèi)儲能行業(yè)為數(shù)不多、門檻較高且率先實現(xiàn)商業(yè)化的運營模式。目前來看，火電站配置儲能提供調(diào)頻等輔助服務是當前經(jīng)濟性較高的儲能應用之一。 從市場前景來看，和電能量調(diào)節(jié)相比，調(diào)頻輔助服務市場空間較小，大量儲能技術涌入調(diào)頻市場必然對調(diào)頻價格造成較大沖擊。短期看，一些裝機規(guī)模較大、自身調(diào)節(jié)能力較強的火電機組在進行儲能配置的改造后，收益會更有保障。長期看，隨著頂層設計、配套機制的不斷完善，火儲聯(lián)調(diào)未來還會拓展到一次調(diào)頻市場，從而進一步拓寬盈利渠道，收益空間會更加明朗。 2021年11月，上海電氣首個火儲聯(lián)合調(diào)頻項目——廣東粵電大埔電廠儲能調(diào)頻項目通過儲能性能試驗及儲能聯(lián)合機組試驗和試運行階段，正式投入商業(yè)運營。該項目是在廠內(nèi)2×600MW燃煤發(fā)電機組側安裝建設一套18MW/9MWh儲能調(diào)頻系統(tǒng)，并采用先進的鋰電池和EMS能量管理技術，以“一拖二”方式與其中一臺機組聯(lián)合響應電網(wǎng)AGC調(diào)度指令，以此獲得調(diào)頻收益。經(jīng)過連續(xù)兩個30天試運行，項目整體表現(xiàn)不俗，2臺機組綜合性能指標進入市場前10%，調(diào)頻凈收益在市場排名前列。 新能源配儲能，即風電、光伏等新能源發(fā)電站在場區(qū)內(nèi)建設儲能設施，作為電站的配套設備，包括風儲、光儲、風光儲多能互補等具體形式。鑒于風電和光伏發(fā)電的間歇性和波動性等特征，新型儲能作為新能源的“穩(wěn)定器”，能夠平滑新能源輸出，是提升地區(qū)消納空間的有效途徑。 2021年7月，國家能源局印發(fā)《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》提出，為鼓勵發(fā)電企業(yè)市場化參與調(diào)峰資源建設，超過電網(wǎng)企業(yè)保障性并網(wǎng)以外的規(guī)模初期按照功率15%的掛鉤比例（時長4小時以上）配建調(diào)峰能力，按照20%以上掛鉤比例進行配建的優(yōu)先并網(wǎng)。截至目前，國內(nèi)大部分省份已明確要求并網(wǎng)新能源項目按一定功率配比配置儲能，主管部門在項目審批、并網(wǎng)等環(huán)節(jié)對新能源電源側配儲能項目也給予一定傾斜。對于新能源開發(fā)建設來說，配儲幾乎成為標配。 從盈利模式來看，與新能源聯(lián)合配置的儲能主要通過降低棄風棄光電量增加電費收入，通過支撐新能源電站參與電力現(xiàn)貨和輔助服務市場獲取更高收益。另外，國家能源局提出要加強儲能并網(wǎng)運行管理，推動建立儲能電站運行效果評估與考核機制，將儲能電站納入“兩個細則”考核范圍，新能源配建儲能與新能源電站一起參與考核，減少考核支出，提升儲能電站運行水平。 目前來看，新能源配儲的盈利空間尚未得到充分開發(fā)，新能源配儲收益普遍較低。同時，儲能項目成本也未明顯降低。根據(jù)相關測算，一座光伏電站配建裝機量20%、時長2小時的儲能項目，其初始投資將增加8%～10%；而風電場配建同樣容量的儲能項目，其初始投資成本將增加15%～20%。收益偏低疊加初始投資成本增加，給新能源企業(yè)帶來較大壓力，企業(yè)對于儲能項目應用意愿不高，但由于政策要求，不得不配儲，于是一些企業(yè)可能傾向于選擇性能較差、初始成本較低的儲能產(chǎn)品，把儲能作為可再生能源優(yōu)先并網(wǎng)的工具。在此情況下出現(xiàn)了新能源配儲規(guī)模擴大但利用率低迷的現(xiàn)象。根據(jù)中電聯(lián)2022年11月發(fā)布的《新能源配儲能運行情況調(diào)研報告》，新能源配儲利用系數(shù)僅為6.1%，相比火電廠配儲15.3%、電網(wǎng)側儲能14.8%、用戶側儲能28.3%的利用系數(shù)，顯然，新能源配儲利用系數(shù)最低，整體調(diào)用情況不理想?，F(xiàn)階段新能源配儲經(jīng)濟性不顯著，制約了新能源發(fā)電側配儲項目的發(fā)展，政策仍是當前新能源配儲發(fā)展的主要驅(qū)動因素。 從市場前景來看，考慮到新能源滲透率持續(xù)提升過程中對靈活性資源的需求將不斷加大，配儲在未來仍將會持續(xù)作為新能源項目開發(fā)、并網(wǎng)時的加分項或必答題。值得關注的是，雖然配儲要求仍在繼續(xù)，但是各地主管部門對于配儲方式要求逐步靈活化。新能源項目配置儲能正在由新能源場站內(nèi)配建逐步轉(zhuǎn)向鼓勵和支持建設獨立儲能電站、新能源項目租賃容量的方式。例如，2022年8月8日，江蘇省發(fā)展改革委發(fā)布《江蘇省“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》，提出鼓勵新能源電站以自建、租用或購買等形式配置儲能，發(fā)揮儲能一站多用的共享作用。由新能源發(fā)電企業(yè)按年度支付儲能租賃費用，儲能企業(yè)按照容量提供調(diào)峰服務，鼓勵簽訂長期協(xié)議或合同。長遠看，今后或?qū)⒂懈嗟貐^(qū)通過租賃方式完成儲能配置要求，而解決新能源配儲收益問題，只是時間問題，但具體的落地細則，需要結合地方稟賦。這是一個長期多方博弈的過程，趨勢前景比較樂觀，但過程較為復雜，需要各方共同努力和全行業(yè)的關注。 2020年6月，山東省萊州市土山鎮(zhèn)一期120MW+6MW/12MWh光儲融合項目正式并網(wǎng)發(fā)電。按當時的要求，光伏電站配置12MW/24MWh（10%×2h）的儲能系統(tǒng)；經(jīng)過調(diào)試，該儲能電站接入省級平臺，可由省調(diào)直接調(diào)度。 據(jù)該電站站長介紹，由于項目采用了陽光電源自主研發(fā)的大型光儲電站PowMart智慧能源解決方案，從頻率擾動至目標值調(diào)節(jié)響應時間小于400ms，完全滿足高標準并網(wǎng)技術規(guī)范要求，因此成為當?shù)氐臉藯U電站。僅2021年4月，該電站就被省電網(wǎng)調(diào)用了15次，調(diào)用頻率50%；儲能電站轉(zhuǎn)換效率平均在88%左右，并且?guī)缀鯖]有故障。按山東200元/MWh的補貼標準，當月電站獲得超過6萬元的補貼。 除調(diào)峰補償費外，儲能電站還能有效節(jié)約廠用電費。光伏電站的廠用電占到總發(fā)電量的0.5%左右，執(zhí)行當?shù)氐拇蠊I(yè)電價。因此，是一筆不少的運營費用。據(jù)介紹，每天下午接到電網(wǎng)不參與調(diào)度命令后，電站就會將當日的部分發(fā)電量進行存儲。項目上網(wǎng)電價為0.4148元/度。即使考慮88%的轉(zhuǎn)換效率，廠用電也能節(jié)省0.1～0.2元/度的電費成本。二期實現(xiàn)平價上網(wǎng)后，電費節(jié)省幅度會更大。 即便采取上述兩種方式，儲能電站的成本回收期仍然很長。如果按當時約2元/Wh的投資標準計算，山東萊州項目儲能電站總投資約為4800萬元。按照實際的運營狀況來看，預期15年能收回投資。這無疑會拉長整個光伏電站的投資回收期。 電網(wǎng)側儲能，狹義上，是在已建變電站內(nèi)、廢棄變電站內(nèi)或?qū)Ｓ谜局返鹊貐^(qū)建設并直接接入公用電網(wǎng)的儲能系統(tǒng)。廣義上，是指電力系統(tǒng)中能接受電力調(diào)度機構統(tǒng)一調(diào)度、響應電網(wǎng)靈活性需求，能發(fā)揮全局性、系統(tǒng)性作用的儲能資源。從廣義范圍看，儲能項目建設位置不受限制，投資建設主體具有多樣性，服務提供方主要有發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)公司、參與市場化交易的電力用戶、儲能企業(yè)等，所提供的服務包括調(diào)峰、調(diào)頻、備用電源等電力輔助服務和獨立儲能等創(chuàng)新服務，目的是維護電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定、保證電能質(zhì)量等。 對于2019年以前建設的電網(wǎng)側儲能，其成本可納入輸配電價回收，因此電網(wǎng)公司可采取有效資產(chǎn)回收模式運作儲能項目，但在國家發(fā)展改革委2019年5月發(fā)布《輸配電定價成本監(jiān)審辦法》后，該模式不再適用。從收益來看，參與電網(wǎng)側調(diào)峰、調(diào)頻的儲能項目收益主要來自于輔助服務補償，值得注意的是，根據(jù)“誰提供、誰獲利；誰受益、誰承擔”原則，輔助服務補償應當由發(fā)電側和用戶側共同承擔，但是國內(nèi)電網(wǎng)側輔助服務成本目前還難以傳輸?shù)接脩魝?，在一定程度可能會限制輔助服務市場的發(fā)展。 無論是前面提到的新能源配儲，還是此處的電網(wǎng)側儲能，單一側建立儲能電站成本高且收益渠道單一，經(jīng)濟性不顯著，新能源場站和電網(wǎng)側建設儲能電站的積極性不高。國家發(fā)展改革委、國家能源局多次提出探索推廣獨立儲能模式，發(fā)揮儲能電站一站多用的共享作用。 獨立儲能以第三方資本投資為主建設，直接接入電網(wǎng)運行。2021年12月，國家能源局發(fā)布了《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》和《電力輔助服務管理辦法》，確認新型儲能參與輔助服務的發(fā)展方向。2022年5月，國家發(fā)展改革委和國家能源局發(fā)布《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》，指出“符合相關標準規(guī)范和電力市場運營機構等有關方面要求，具有法人資格的新型儲能項目，可轉(zhuǎn)為獨立儲能，作為獨立主體參與電力市場”，鼓勵以配建形式存在的新型儲能項目，選擇轉(zhuǎn)為獨立儲能?！锻ㄖ吠瑫r規(guī)定，獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加，進一步提升了獨立儲能模式的經(jīng)濟性。隨著儲能獨立市場主體地位確立，各種政策利好相繼釋放，電網(wǎng)側儲能更多以獨立儲能電站的形式落地。 需要關注的是，除了小部分作為輸配電基礎設施的儲能系統(tǒng)外，電源側和電網(wǎng)側儲能在實際應用中邊界正在模糊。獨立儲能在推出初期，由于其接入位置并非電源側和用戶側，并且其服務價值主要通過向電網(wǎng)提供輔助服務來體現(xiàn)，因而通常被分類為電網(wǎng)側項目。隨著國內(nèi)可再生能源裝機占比逐步增長、輔助服務市場日益成型，越來越多的儲能項目開始擺脫接入位置的約束，提供多重服務，包括利用獨立市場主體地位進行輔助服務市場交易，出售或租賃儲能容量調(diào)節(jié)能力給發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)、電力用戶等具有儲能使用需求的主體，儲能既可以與一般新能源配儲項目一樣滿足強制配備儲能的要求，還可以通過規(guī)?；ㄔO降低成本，并通過租金收益、調(diào)峰、調(diào)頻服務費等收益提升電站經(jīng)濟效益，具有較為明顯的優(yōu)勢。獨立儲能商業(yè)模式初步形成、收益模式更為多樣，是儲能從規(guī)?；~向市場化發(fā)展的重要表現(xiàn)。 獨立儲能的運營模式主要分為兩種。一種是自投資、自運營，由獨立儲能運營商用自有資金或者其他融資方式獨立投資建設儲能電站，同時利用自己的運營、維護和檢修團隊對儲能電站進行日常運維，儲能電站獲取的全部收益歸自身所有。另一種是租賃，包括融資性租賃和經(jīng)營性租賃。融資性租賃是獨立儲能運營商租賃儲能電站進行經(jīng)營并負責儲能電站運維，在整個租賃期間獨立儲能運營商享有使用權但沒有所有權，租賃期滿后，儲能電站所有權轉(zhuǎn)移至獨立儲能運營商。經(jīng)營性租賃是獨立儲能運營商聯(lián)合電池廠家共同建設儲能電站，獨立儲能運營商與電池廠家簽訂儲能核心設備租賃合同，由電池廠家提供儲能設備，獨立儲能運營商統(tǒng)一建設儲能電站，并由電池廠家在租賃期間內(nèi)提供運維服務。該模式的優(yōu)勢在于可引導電池廠家等社會資本進入儲能電站建設領域，減少儲能電站建設初始資金投入，實現(xiàn)儲能運營商與電池廠家的合作共贏。 從盈利模式來看，獨立儲能盈利渠道有共享租賃、輔助服務、現(xiàn)貨套利、容量電價補償?shù)龋渲泄蚕碜赓U為最主要盈利方式。
共享租賃，即儲能項目的投資方或業(yè)主將儲能系統(tǒng)的功率和容量以商品形式租賃給源、網(wǎng)、荷側的目標用戶，秉承“誰受益、誰付費”的原則向承租方收取租金，具體可以包含設備使用費、運維費用、軟件費用、安裝成本、稅費等，其客戶可以是大規(guī)模公共事業(yè)電網(wǎng)、獨立發(fā)電企業(yè)、工商業(yè)用戶、離網(wǎng)型能源用戶等。對投資商而言，容量租賃費用是目前大部分獨立儲能電站最核心且較穩(wěn)定的收益來源。各省獨立儲能電站均采用容量租賃模式獲得收益，容量租賃費用不等，通常在200～350元/kWh/年之間。例如：河南省最新制定“十四五”獨立儲能容量租賃費用標準為200元/kWh/年，山東省為330元/kWh/年，湖南省容量租賃費用較高，為450～600元/kWh/年。 輔助服務，即儲能電站通過提供調(diào)峰、調(diào)頻（包括一次調(diào)頻、二次調(diào)頻）等輔助服務，獲得輔助服務收益。輔助服務是各地區(qū)探索的重點，收益模式逐漸完善。調(diào)峰、調(diào)頻服務通常不能同時參與，目前調(diào)峰是輔助服務最常見的品種，除電力現(xiàn)貨市場試點省份外，大部分地區(qū)儲能電站通過調(diào)峰獲得輔助服務收益。部分省份根據(jù)自身情況創(chuàng)新輔助服務品種和參與機制：山西省在全國首次針對獨立儲能設立一次調(diào)頻輔助服務市場；甘肅省在全國范圍內(nèi)首次為儲能電站開放調(diào)峰容量市場；青海省則首次提出，儲能電站可同時參與調(diào)頻、調(diào)峰市場，或同時參與調(diào)頻、現(xiàn)貨電能量市場，提高儲能利用率。目前，各省儲能輔助服務具體收益額度不同，調(diào)峰多為按調(diào)峰電量給予充電補償，價格從0.15元/kWh到0.8元/kWh不等。而調(diào)頻多為按調(diào)頻里程給予補償，根據(jù)機組（PCS）響應AGC調(diào)頻指令的多少，給予調(diào)頻補償。 現(xiàn)貨套利，指的是在電力現(xiàn)貨試點，獨立儲能電站利用分時價差，通過參與電力現(xiàn)貨市場實現(xiàn)峰谷價差套利，既實現(xiàn)自身盈利，又實現(xiàn)新能源消納。就目前試行的電力現(xiàn)貨交易市場運行規(guī)則看，交易主體通過省級交易平臺，在電力調(diào)度機構的安排下，經(jīng)市場申報、信息發(fā)布等流程，在日前市場、日內(nèi)市場、實時市場等主要輔助服務市場中實現(xiàn)市場出清。截至2022年底，全國共有17個省級（區(qū)域）電力市場啟動了電力現(xiàn)貨交易試點，而獨立儲能參與電力現(xiàn)貨市場交易機制尚處于起步期。2022年，山東在全國率先推行獨立儲能參與現(xiàn)貨交易，寧夏、湖南緊隨其后。根據(jù)《山東省電力現(xiàn)貨市場交易規(guī)則（試行）（2022年試行版V1.0）》，獨立儲能電站可以自主選擇參與調(diào)頻市場或者電能量市場。在電能量市場中，儲能電站“報量不報價”，在滿足電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行和新能源消納的條件下優(yōu)先出清。在調(diào)頻市場，儲能電站須與發(fā)電機組同臺競價。山東電力現(xiàn)貨市場峰谷價差大，為獨立儲能電站創(chuàng)造更大盈利空間。山東已開始了儲能參與現(xiàn)貨市場的實踐，2022年現(xiàn)貨市場不間斷結算試運行中，山東共有6家（共503MW）獨立儲能電站參與現(xiàn)貨電能量市場交易。 容量電價補償，即各地國網(wǎng)電力公司、電力交易中心等有關部門，按照容量補償電價，定期向電力用戶收取容量電費，并將一定比例的費用補償給獨立儲能等市場機組。儲能與備用火電在系統(tǒng)中的作用類似，利用小時有很大的不確定性，僅靠電量電價難以維持經(jīng)濟性，因此需要容量電價予以兜底。另一方面，與抽蓄、火電不同的是，新型儲能電站建設便捷，調(diào)節(jié)性能優(yōu)異，國家政策方向是將之盡可能推向電力市場去獲利，因此容量電價僅為收益保底手段，對電站成本回收效果極小，往往不能作為項目的主要盈利模式。該機制目前主要在山東、青海等地試行。2022年6月30日，山東正式印發(fā)《關于2022年山東省電力現(xiàn)貨市場結算試運行工作有關事項的補充通知》指出，要完善容量補償機制。堅持新型儲能市場化發(fā)展方向，推動獨立儲能電站積極參與電力現(xiàn)貨交易，按月度可用容量給予適當容量補償費用。隨后，2022年8月31日，山東省發(fā)展改革委、山東省能源局、國家能源局山東監(jiān)管辦聯(lián)合印發(fā)《關于促進我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》，提出對參與電力現(xiàn)貨市場的示范項目按2倍標準給予容量補償，獲得容量補償收益。 就各地而言，以山東為代表的多個省份在獨立儲能的收益機制和商業(yè)模式上做出了許多有益探索。目前，山東獨立儲能電站有共享租賃、現(xiàn)貨套利和容量電價補償三種收益模式。據(jù)山東電力工程咨詢院數(shù)據(jù)，一個100MW/200MWh獨立儲能電站每年有望獲得現(xiàn)貨套利收益約2000萬元、共享租賃收益約3000萬元，以及容量電價收益約600萬元。在總投資約4.5億元、融資成本4.65%的基礎上，項目有望實現(xiàn)資本金收益率8%以上。而放眼全國，獨立儲能盈利模式和盈利水平與各省電力市場建設進程、新能源配儲政策等多因素有關，各省之間存在差異，項目經(jīng)濟性難以一概而論。 從市場前景來看，隨著獨立儲能電站商業(yè)價值逐步顯現(xiàn)，獨立儲能正在成為儲能行業(yè)中的熱點。據(jù)高工儲能統(tǒng)計，2023年開年中標的儲能項目主要為可再生能源儲能、獨立儲能、海上風電儲能等不同類型。其中獨立儲能數(shù)量高達12個，占比接近40%。預計共享租賃、現(xiàn)貨交易、輔助服務、容量電價補償?shù)扔Ｊ綄⒃谌珖毩δ茈娬緷B透。隨著電力市場改革進一步加速，獨立儲能對于電力中長期交易、現(xiàn)貨、調(diào)峰、調(diào)頻、備用等電能量及電力輔助服務市場的參與廣度和深度都會有所提高，在此過程中，獨立儲能的價值也會得到更廣泛的認可，進而推動儲能項目投資建設進一步加速。業(yè)內(nèi)分析認為，獨立儲能有望成為2023年儲能行業(yè)發(fā)展的主要增長極。 華自科技城步儒林儲能電站是國內(nèi)首個由社會資本主導投資的電網(wǎng)側儲能示范電站。根據(jù)湖南省的儲能政策，2022年12月31日之前并網(wǎng)的電站按容量的1.5倍進行結算，2023年6月30日之前并網(wǎng)的電站按容量的1.3倍進行結算。電力輔助服務市場深度調(diào)峰價格在400元/MWh左右。假設儲能電站出租率為100%，同時在已考慮充放深度的情況下，1年參與電力輔助調(diào)用330天，每天一次充放。 電力輔助服務收益方面，電網(wǎng)公司按照每次調(diào)用規(guī)模及調(diào)用次數(shù)，向儲能電站支付費用，按照上述條件，預計一個規(guī)模100MW/200MWh的儲能電站的電力輔助服務收入（含稅）約為2640萬元/年。 容量租賃收益方面，城步儒林儲能電站項目一期的50MW/100MWh已于2022年初投入運營，已建成的儲能服務規(guī)模全部出租給新能源發(fā)電公司，根據(jù)相關合同，共計獲得含稅收入為2240萬元/年。以上述已簽署的合同為測算依據(jù)，預計一個規(guī)模100MW/200MWh的儲能電站的儲能配套服務收入（含稅）為4480萬元/年。
公司自持儲能電站全生命周期收益測算表
2022年11月公司《向特定對象發(fā)行A股股票募集說明書》中的數(shù)據(jù)顯示，城步儒林項目已建成并投入運營的一期工程50MW/100MWh規(guī)格，在2022年5月中至6月末連續(xù)的51天中（含未被調(diào)用的時間），共被累計調(diào)用深度調(diào)峰調(diào)用服務4595.69MWh，產(chǎn)生電力輔助費用111.79萬元，平均單價為243.26元/MWh。預計在正式成為試點項目后，將增加調(diào)用服務費209.92元/MWh。 來源：中信證券 青海格爾木美滿閔行儲能電站是國內(nèi)首座第三方投資建設的獨立儲能電站，項目一期裝機容量32MW/64MWh，2020年11月投運。電站由上海電氣國軒新能源科技有限公司提供磷酸鐵鋰電池儲能系統(tǒng)，上海電氣新能源公司做EPC總包。儲能電站接入至青海當?shù)仉娋W(wǎng)，能夠有效解決周邊地區(qū)新能源場站棄光、棄風問題。 該項目沒有披露成本，參考儲能電站裝機容量100MW/200MWh成本為4.5億元、年支出約5000萬元，該項目總成本至少上億元、年支出超千萬元。項目收益來自兩部分。一是作為調(diào)峰資源提供商，收取電網(wǎng)側調(diào)峰收入，一年的調(diào)峰收入約279萬元。二是和新能源場站業(yè)主分享對電站的補貼收入，一年的補貼收入共681萬元，儲能電站分享其中一部分。 2021年7月—2022年8月格爾木美滿閔行儲能電站收益情況
注：681萬元的補貼收入是儲能電站和新能源場站業(yè)主共享。
從格爾木美滿閔行儲能電站的收入和支出看，目前電站的收入不足以支撐每年的運行費用，沒有實現(xiàn)盈利。青海省正在積極探索進一步豐富獨立儲能電站的應用場景，隨著獨立儲能電站參與電力現(xiàn)貨市場交易的概率增大，以及參與電力輔助服務市場的廣度和深度增加，收益渠道有望進一步拓展，經(jīng)濟性有望提升。來源：畢馬威 用戶側儲能，是在不同的用戶用電場景下，根據(jù)用戶的訴求，以降低用戶的用電成本、減少停電限電損失等為目的建設的儲能電站。用戶側儲能主要依托分布式新能源、微電網(wǎng)、增量配網(wǎng)等方式建設，應用于城市、工業(yè)園區(qū)、大型商業(yè)綜合體、大型用電企業(yè)、家庭等場所，在其中發(fā)揮支撐分布式供能系統(tǒng)建設、提供定制化用能服務、提升用戶靈活調(diào)節(jié)能力等作用，同時通過參與電力現(xiàn)貨市場或利用峰谷價差套利實現(xiàn)盈利。根據(jù)終端用戶的不同，用戶側儲能可分為戶用儲能和工商業(yè)儲能。 戶用儲能，即用于家庭用戶的儲能系統(tǒng)。戶用儲能系統(tǒng)通常與戶用光伏系統(tǒng)組合安裝，為家庭用戶提供電能。戶用儲能系統(tǒng)可以提高戶用光伏自發(fā)自用程度，減少用戶的電費支出，并在極端天氣等情況下保障用戶用電的穩(wěn)定性。國內(nèi)戶用儲能正在示范階段，目前只在部分高端別墅等少量場景應用。 從盈利模式來看，峰谷價差套利是戶用儲能最主要的獲利途徑，即夜間電價低谷時段為儲能電站充電，白天電價高峰時段放電，以此降低用戶用電成本，體現(xiàn)儲能經(jīng)濟價值。 國內(nèi)推行戶用儲能具有現(xiàn)實意義，站在更普及、惠民的角度，以家庭、單元樓亦或小區(qū)為單位進行分布式儲能的推廣能夠幫助用戶享受更低廉的用電成本。對于高電價、高峰谷價差或電網(wǎng)老舊地區(qū)的用戶，購置戶儲系統(tǒng)具備較好的經(jīng)濟性，家庭用戶具有一定的購置戶儲系統(tǒng)的動力。但目前來看，戶用儲能在我國實現(xiàn)普及還存在較高門檻。在政策端，需要明確標準化產(chǎn)品的執(zhí)行標準；在市場端，要讓用戶明確看到其經(jīng)濟價值。但我國現(xiàn)階段居民用電成本較低，且多數(shù)房型不便于安裝第二發(fā)電來源甚至第三發(fā)電來源，因此經(jīng)濟價值尚不明顯，由此我國戶用儲能普及率較低。 從市場前景來看，我國是儲能產(chǎn)品出貨大國，隨著工藝越發(fā)成熟，制造成本將進一步降低，產(chǎn)品性價比將會提升。同時，隨著相關政策持續(xù)完善、市場機制不斷健全，套利空間將會得到釋放，經(jīng)濟性將會顯現(xiàn)。伴隨整縣光伏加速推進，戶用儲能或?qū)⒃陔娏黄椒€(wěn)的偏遠地區(qū)、離島、別墅，以及城市高端智能家庭等多種場景中得以應用。未來，農(nóng)村等場景將會以家庭為單位實施和推廣分布式光儲一體化的戶用儲能系統(tǒng)，園區(qū)、寫字樓、小區(qū)等單位也將會興起小規(guī)模、集中式的分布式儲能電站，其中的充電資源和調(diào)節(jié)單元將越發(fā)豐富。 近日，國家發(fā)展改革委等七部門聯(lián)合出臺《關于促進電子產(chǎn)品消費的若干措施》，提出持續(xù)推動家電下鄉(xiāng)，因地制宜支持家用儲能設備等綠色節(jié)能家電推廣使用。文件的發(fā)布對于用戶側儲能無疑是重大利好，鄉(xiāng)村這個廣闊的儲能市場將逐步被開發(fā)，戶用儲能也將成為一個新的增長點。根據(jù)中國儲能網(wǎng)的預測，到2025年，我國戶用儲能行業(yè)的市場規(guī)模預計將達到500億元人民幣，年均增長率約為20%。 對于我國儲能企業(yè)而言，戶用儲能市場目前主要在海外，且集中于to C端，面向大眾消費者，業(yè)務拓展更多依靠渠道和品牌推廣，企業(yè)是否具備本地化能力是其能否進一步發(fā)展的重要因素。與歐美本土企業(yè)相比，我國企業(yè)在終端產(chǎn)品市場占據(jù)的份額相對較小，但在儲能鋰電池、儲能變流器等戶用儲能產(chǎn)業(yè)鏈的關鍵環(huán)節(jié)中，國內(nèi)動力電池企業(yè)、光伏逆變器企業(yè)具備強勁的競爭力，持續(xù)發(fā)力海外戶用儲能市場。 工商業(yè)儲能是儲能系統(tǒng)在用戶側的典型應用，主要應用在工廠、商城、光儲充一體化和微網(wǎng)等場景中。工商業(yè)用戶配置儲能的主要原因是滿足自身內(nèi)部用電需求，利用峰谷電價差套利降低運營成本，儲能也可作為備用電源以應對突發(fā)停電事故。若配置光伏，還可實現(xiàn)光伏發(fā)電最大化自發(fā)自用，有效提升清潔能源的消納率。
從盈利模式來看，工商業(yè)儲能盈利渠道有峰谷套利、能量時移、需求管理、需求側響應、電力現(xiàn)貨市場交易、電力輔助服務等，其中峰谷套利為最主要盈利方式。相比電源側、電網(wǎng)側儲能，目前工商業(yè)儲能的盈利模式最為成熟清晰。
我國工商業(yè)普遍實行分時電價政策和尖峰電價政策。2021年7月，國家發(fā)展改革委發(fā)布《關于進一步完善分時電價機制的通知》，要求系統(tǒng)峰谷差率超過40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于4：1，其他地方原則上不低于3：1，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于20%，峰谷價差拉大，為用戶側儲能大規(guī)模發(fā)展奠定了基礎。2022年底，各省市相繼出臺完善分時電價機制相關政策，加強峰谷電價價差。2023年，我國工商業(yè)電價的調(diào)整讓工商業(yè)經(jīng)濟性得以大幅提升，具體包括峰谷價差拉大、時段調(diào)整等。據(jù)統(tǒng)計，2023年上半年我國共有22個省份最大峰谷價差超過0.6元/kWh，大部分省份的峰谷價差相較于去年同期持續(xù)拉大。最大峰谷價差位列前五的省份分別是廣東?。ㄖ槿俏迨校?.352元/kWh、海南省1.099元/kWh、湖北省0.985元/kWh、浙江省0.970元/kWh、吉林省0.961元/kWh。 2023年上半年全國各地最大峰谷價差情況（單位：元/kWh） 峰谷價差的拉大拓寬工商業(yè)儲能盈利空間，工業(yè)用地企業(yè)配置儲能的積極性將隨之提高。此外，2023年1月，《國家發(fā)展改革委辦公廳關于進一步做好電網(wǎng)企業(yè)代理購電工作的通知》明確鼓勵支持10千伏及以上的工商業(yè)用戶直接參與電力市場，工商業(yè)用戶電力交易更加市場化，這對于儲能企業(yè)而言，意味著其可以通過電力市場交易，在低電價時充電，高電價時放電，直接獲取峰谷價差帶來的收益，有效拓寬儲能項目盈利空間。 在地市層面，浙江、湖北、湖南、上海、安徽、廣東、海南等省市的分時電價每天設置了兩個高峰段。以浙江為例，該省規(guī)定每日8點—11點及13點—19點為高峰段，19點—21點為尖峰段。如果配有2h儲能系統(tǒng)，則可于第一個谷時（6點—8點）進行充電，并于第一個高峰段（8點—11點）放電兩小時；于第二個谷時（11點—13點）進行充電，于尖峰段（19點—21點）放電。如此以來，用戶利用儲能每天實現(xiàn)兩次充放電循環(huán)，得到兩次套利。以浙江省新建3MW/6MWh用戶側儲能項目為例，僅考慮峰谷套利收入的情況下，當儲能設備每年運行300天，每天兩充兩放，尖/峰谷價差為每度電0.9819/0.6197元，5.47年可收回初始投資，IRR（內(nèi)部收益率）達9.36%，在全國范圍內(nèi)峰谷價差持續(xù)拉大和儲能投資成本不斷下降的趨勢下，有望將IRR提升至20%以上，工商業(yè)儲能經(jīng)濟性愈發(fā)明顯。同理，廣東、海南等省儲能投資回收周期均在6年以內(nèi)，“兩充兩放”模式能夠幫助提升儲能系統(tǒng)的利用率，縮短成本回收周期。對于浙江、廣東等制造業(yè)較為發(fā)達的沿海省份，其豐富的制造業(yè)負荷資源以及有競爭力的峰谷電價差，吸引了大量的資本投資，助推工商業(yè)側儲能落地發(fā)展。 除了兩次套利，為鼓勵工商業(yè)用戶興建儲能電站，政府還出臺了一系列儲能補貼政策，稅收政策以及市場準入政策等，這在一定程度上降低了儲能設備的投資成本和運營成本，提高了儲能電站的收益水平，有助于吸引更多的投資和資本進入工商業(yè)儲能領域，提高行業(yè)的發(fā)展速度和規(guī)模。據(jù)統(tǒng)計，全國各地正在實施的儲能補貼政策超過30項，主要集中在用戶側，并注重與分布式光伏相結合。并且通過允許儲能電站隔墻售電等舉措，儲能的市場價值進一步顯現(xiàn)。這些政策能刺激產(chǎn)業(yè)生態(tài)和新型應用模式的建立，形成長尾效應。 從市場前景來看，我國第三產(chǎn)業(yè)和城鄉(xiāng)居民用戶的用電量占比不斷提升，電力系統(tǒng)峰谷差率拉大，未來峰谷價差有望進一步拉大或維持高位，加之規(guī)模效應帶來的儲能系統(tǒng)初始投資額下行，工商業(yè)儲能的經(jīng)濟性將進一步凸顯。隨著電力市場化改革的推進，工商業(yè)用戶逐步進入電力市場，分時電價機制完善、高耗能用電成本上升將刺激工商業(yè)用戶儲能配置需求。像高耗能純用電企業(yè)、污水處理廠、無機基站、數(shù)據(jù)中心IPC機房、光儲充一體的充換電站、聯(lián)通岸電的港口、兩部制電價的大工業(yè)企業(yè)等都是工商業(yè)儲能主要目標企業(yè)。這些企業(yè)用電需求量大，工商業(yè)儲能或?qū)⒊蔀槠鋵崿F(xiàn)緊急備電、維持正常經(jīng)營、降低能源支出的重要手段，峰谷價差對其來說是非常好的套利回本機會。整體來看，受到峰谷價差拉大及相關政策因素的影響，用戶側儲能相對于電源側、電網(wǎng)側儲能將得到越來越多的關注，擁有更大的發(fā)展?jié)摿Α?/section> 藍思科技（東莞）光儲項目儲能電站，于2022年9月投產(chǎn)，是目前國內(nèi)單體容量最大的用戶側儲能電站，建站規(guī)模達105.8MWh、配備光伏建站規(guī)模達5.9MWp。儲能電站幫助藍思科技實現(xiàn)用電削峰填谷，緩解高峰用電壓力，每年轉(zhuǎn)移高峰負荷約3650萬kWh；屋頂光伏年發(fā)電量約540萬kWh，二者結合，每年可幫助企業(yè)節(jié)省用能成本約700萬至800萬元。除了正常的峰谷套利外，藍思科技還可以進行系統(tǒng)的容量費用管理，在為企業(yè)穩(wěn)定供電的同時，降低企業(yè)的最高用電功率，從而降低容量費用。項目總體預計7至8年左右能收回前期投建成本，設計運行壽命是15年，也就是說，七八年后將實現(xiàn)純盈利，降本增效成果顯著。 儲能行業(yè)整體的高速增長確定，未來想象空間加大且前景愈發(fā)清晰，吸引企業(yè)加速布局、資本踴躍加入。行業(yè)規(guī)模釋放為產(chǎn)業(yè)鏈相關企業(yè)帶來機遇，預計源網(wǎng)側儲能與工商業(yè)儲能板塊是2023年投資的核心。 今年上半年全國風電、光伏發(fā)電新增并網(wǎng)裝機達1.01億kW，要在保障電力安全的前提下，消納占比迅速提高的風光發(fā)電電量，亟需加強電力系統(tǒng)靈活性調(diào)節(jié)能力，這為儲能快速發(fā)展創(chuàng)造了良好機遇。隨著政策體系逐步完善和市場環(huán)境不斷優(yōu)化，多項示范引領帶動效果凸顯，新型儲能發(fā)展進入了快車道。 國家能源局數(shù)據(jù)顯示，截至2023年6月底，全國已建成投運新型儲能項目累計裝機規(guī)模超過1733萬kW/3580萬kWh，平均儲能時長2.1小時。1—6月，新投運裝機規(guī)模約863萬kW/1772萬kWh，相當于此前歷年累計裝機規(guī)?？偤?。從投資規(guī)模來看，按當前市場價格測算，新投運新型儲能拉動直接投資超過300億元人民幣。未來隨著儲能商業(yè)模式的完善以及政策的進一步推動，我國儲能市場的高增長具備高確定性。 新型儲能特性與傳統(tǒng)的儲能技術形成優(yōu)勢互補，得到了更廣泛的認可，行業(yè)熱度的提升推動產(chǎn)業(yè)資本加大投資力度，能源企業(yè)、社會資本等各種投資主體對于新型儲能的投資熱情高漲，加快了新型儲能項目建設和落地進度。 根據(jù)業(yè)內(nèi)相關統(tǒng)計分析，2023上半年，國內(nèi)儲能產(chǎn)業(yè)鏈共有97家初創(chuàng)企業(yè)完成了融資，總金額近200億元，廣泛覆蓋了儲能系統(tǒng)集成、PCS，鋰電池和鈉電池電芯及關鍵原材料、電池回收等儲能產(chǎn)業(yè)鏈的各個主要環(huán)節(jié)。從融資輪次來看，超六成的項目處在天使/種子輪、Pre-A輪和A輪。 已完成融資的企業(yè)，其所處階段大多趨向早期，特別是電池技術及其關鍵材料領域。隨著產(chǎn)業(yè)發(fā)展加速、產(chǎn)品開發(fā)和量產(chǎn)周期縮短，這種“投早投小”的投資策略在儲能領域已愈發(fā)明顯。中后期項目由于企業(yè)成熟度高、成長通道較為明確清晰，因而估值高、投資競爭較為激烈。與之相比，機構會選擇挖掘那些尚處于早期且估值相對合理的企業(yè)進行布局，在項目研發(fā)早期及時介入，等到項目量產(chǎn)或者得到市場檢驗后，企業(yè)的估值和投資回報往往會快速增長。 源網(wǎng)側儲能，也就是通常所說的大儲，考慮到國內(nèi)新能源裝機增長、配儲比例與時長增加等因素，市場蓬勃發(fā)展，有望實現(xiàn)高速發(fā)展，其中獨立儲能以配儲需求為主，或?qū)⒊蔀橐I國內(nèi)大儲裝機增長的主要驅(qū)動力。近期國內(nèi)招中標量持續(xù)增長，顯現(xiàn)行業(yè)的景氣趨勢。儲能商業(yè)模式因地制宜，重點區(qū)域獨立儲能理論上已具備經(jīng)濟性，但在實踐中，市場對其盈利能力存在一定疑問，未來獨立儲能商業(yè)模式在各地逐一落地將進一步刺激裝機增速提升。 2023年上半年實現(xiàn)儲能項目并網(wǎng)的開發(fā)商超65家，其中并網(wǎng)項目規(guī)模超200MWh的開發(fā)商共31家。并網(wǎng)規(guī)模排名前十位的開發(fā)商全部為央國企，包括國家電投、華潤、新華水電、華電、中能建、三峽、國網(wǎng)時代、大唐、中電建、粵水電。國家電投儲能項目的并網(wǎng)規(guī)模遙遙領先，達到1GW/2.3GWh，廣泛涉及了獨立式儲能、可再生能源儲能、用戶側儲能等多個領域，項目遍布山東、寧夏、湖南、新疆、內(nèi)蒙古等9個地區(qū)。民企開發(fā)商也在2023上半年大舉推進獨立式儲能項目的開發(fā)建設，實現(xiàn)獨立式儲能項目投運的企業(yè)包括協(xié)合新能源、華自科技、阿特斯、陽光新能源、三一、奇點匯能、風脈能源等企業(yè)。 國內(nèi)大儲市場機遇良好，重點環(huán)節(jié)參與者值得關注。其中，儲能電池和PCS是產(chǎn)業(yè)鏈價值最高的兩個環(huán)節(jié)，分別占系統(tǒng)成本的60%和15%；儲能安全環(huán)節(jié)、溫控和消防環(huán)節(jié)分別約占系統(tǒng)成本的2%～5%，板塊價值量有望進一步提升。具體而言，電池環(huán)節(jié)的國內(nèi)企業(yè)競爭力強，有望充分受益于國內(nèi)和全球大儲市場加速發(fā)展，隨著獨立儲能的逐步推廣，具備技術和產(chǎn)品性能優(yōu)勢的企業(yè)有望獲得長足競爭力。PCS環(huán)節(jié)主要參與者為光伏逆變器廠商，憑借在自身賽道已有多年積累，大部分廠商向下一體化進入系統(tǒng)集成環(huán)節(jié)，在大儲集成賽道形成一定壁壘。系統(tǒng)集成環(huán)節(jié)目前參與者眾多，包括專業(yè)集成商、大功率PCS廠商、老牌電力設備廠商等，其中，擁有項目經(jīng)驗、PCS等核心部件自研能力的企業(yè)具備優(yōu)良的競爭優(yōu)勢。儲能溫控環(huán)節(jié)包括精密溫控、工業(yè)溫控和汽車溫控等企業(yè)，技術較為成熟。隨著儲能溫控需求增長，加上液冷方案滲透率提升，相關企業(yè)有望迎來新的業(yè)績增量。儲能消防環(huán)節(jié)涉及安全問題，在儲能系統(tǒng)中的價值量有望增加。新國標《電化學儲能電站安全規(guī)程》于2023年7月1日開始實施，有望推動Pack級保護的消防方案占比進一步提升。 （四）工商業(yè)儲能是最具商業(yè)投資價值細分市場 我國用戶側儲能市場容量巨大，規(guī)模以上工業(yè)企業(yè)、工業(yè)園區(qū)等數(shù)量眾多，加之酒店、商城、賓館等各色商業(yè)形態(tài)都有很大的儲能需求。在政策支持下，國內(nèi)峰谷電價差拉大，成本持續(xù)下行疊加電力交易收益提升，推動工商業(yè)側的儲能需求釋放，工商業(yè)側儲能被視為最具商業(yè)投資價值的細分市場。 國內(nèi)用戶側儲能市場上，參與企業(yè)眾多但競爭格局尚未完全打開。在戶用儲能賽道上，目前還有很多產(chǎn)品通過貼牌的形式流通上市?？v觀國內(nèi)，派能科技、比亞迪、華為三家自主品牌在全球市場具有一定的話語權，也有許多PCS企業(yè)、光伏企業(yè)在陸續(xù)進軍戶用儲能領域，紛紛推出戶用儲能產(chǎn)品。在工商業(yè)儲能賽道上，現(xiàn)階段規(guī)模較大的工商業(yè)儲能企業(yè)包括時代星云、沃太能源、庫博能源、奇點能源等，工商業(yè)新銳企業(yè)包括億蘭科電氣、傲普新能源、阿詩特能源等，當前各企業(yè)的競爭壁壘尚不明顯。除了一些頭部企業(yè)外，大到能源電力央企、小到園區(qū)企業(yè)都開始進軍工商業(yè)儲能市場。此外，還涌現(xiàn)出許多中游的集成商和地方企業(yè)。但2022年以來新進工商業(yè)儲能企業(yè)大部分還處于團隊組建、產(chǎn)品設計和品牌宣傳等階段，尚未真正將產(chǎn)品推入市場。 就企業(yè)競爭力而言，從設備成本構成方面來看，電芯是占比最高的。目前電芯市場已經(jīng)形成格局，寧德時代和比亞迪、海辰儲能是第一梯隊。從系統(tǒng)的角度來看，除電芯以外的儲能系統(tǒng)的技術進步和成本下降，將是儲能系統(tǒng)競爭力的重要體現(xiàn)，從這個角度來說，奇點能源、陽光電源等集成商將更具競爭力。整體而言，行業(yè)尚處發(fā)展初期，各公司處于探索階段，未來新進企業(yè)可以通過融資、產(chǎn)品差異化開發(fā)、拓寬銷售渠道和提升品牌形象等方式實現(xiàn)彎道超車。 （五）資本熱炒背后仍需甄別優(yōu)質(zhì)儲能賽道和標的 儲能板塊是繼光伏、鋰電、海上風電之后，新能源中又一個具備投資潛力的板塊。在儲能商業(yè)化浪潮的推動下，資本撬動先進技術企業(yè)快速成長和產(chǎn)能擴張。在此過程中，儲能下游細分應用場景和產(chǎn)品路線多、上游產(chǎn)業(yè)鏈環(huán)節(jié)多、行業(yè)格局尚未固化等因素為初創(chuàng)企業(yè)在快速切入細分領域并占領市場創(chuàng)造了條件。但進入儲能的企業(yè)越來越多，部分企業(yè)乘著儲能風口涌現(xiàn)，同時也可能在行業(yè)激烈競爭中迅速淘汰。投資者在參與儲能市場時應注重優(yōu)質(zhì)項目的選擇，同時關注技術創(chuàng)新和市場變化，以把握機遇并取得長期回報。
