最近，省能源局印发《浙江省用户侧电化学储能技术导则》，这是全国首个用户侧储能技术导则。

  一份技术导则，规范的却是市场秩序。近两年来，储能产业加快速度进行发展，市场一片火热，但在2023年却经历大转向：从供不应求到产能过剩，低价竞争、建而不投等乱象频发，业内甚至有“储能行业提前进入寒冬”的论调。

  浙江拥有广大非公有制企业，正在全力发展风、光等新能源，是储能产业的潜在大市场，怎么来实现良性发展？记者走访国网浙江经研院、浙能产业研究院及相关储能企业，对话学界业界，共同寻找破局之道。

  2022年被业内人士称为“电化学储能元年”，其火热程度从新增注册公司数、装机规模等数据中可见一斑。

  国家能源局多个方面数据显示，2022年、2023年两年，我国均实现电化学储能累积装机“倍增”。另据天眼查多个方面数据显示，2023年以来中国新增注册储能企业超过5万家，平均每天有超过150家新企业踏入储能领域。

  储能为什么火？这要从“双碳”目标说起。在控制能耗和碳排放的环保政策之下，风电、光伏等新能源被视为零碳排的绿色电力，备受推崇。但它们“靠天吃饭”，发电具有波动性和随机性，大规模接入容易对电网稳定运行造成冲击。这就需要储能来为整个电力系统构建一个缓冲地带。

  相比抽水蓄能等传统储能技术，电化学储能因配置灵活、建设期短、响应快速等优势，成为一匹“黑马”。2021年以来，浙江等多个省份陆续出台方案，规定新能源电站按照特殊的比例配置储能，由此催生刚性需求。随着新能源的大规模发展，如今的电化学储能已是当之无愧的“明星赛道”。

  按照应用场景的不同，储能分为发电侧、电网侧、用户侧等类型。和西北风光基地配备的大型发电侧、电网侧储能不同，浙江多为工商业企业配备的小型用户侧储能。这源于民营经济大省的用电特性：用电主体多小散、用电时段灵活随机、对用电成本较敏感。

  一个主要的因素是，浙江电力的“峰谷价差”非常可观。当前，储能运营方能够最终靠谷电时段充入低价电、峰电时段释放并替代高价电，以此赚取差价。“一般认为，峰谷电价差高于0.7元/千瓦时，储能就具备经济性，而浙江一般工商业峰谷电价差达到了0.8元以上。”浙能产业研究院研究员赵盼龙说。同时，浙江已将运营机制从每天“一充一放”调整为“两充两放”，省内用户侧储能市场越发成为“香饽饽”。

  省能源局多个方面数据显示，2023年7月至11月，全省新增616个用户侧储能，数量位居全国第一；总装机容量为2.3吉瓦，占到储能总量约三分之一，在用户侧储能应用方面走在全国前列。

  根据规划，“十四五”期间，浙江将建成300万千瓦左右的新型储能项目，不少示范项目为用户侧储能，未来两年仍将是省内储能市场增长的高峰期。“随着电力系统和电力市场改革走深走实，储能的开发潜力仍然较大，将在未来的能源保供中发挥逐渐重要的作用。”国网浙江经研院电网规划中心研究员王岑峰说。

  自2022年以来，电池核心原料碳酸锂的价格跌去近80%，储能建设成本已下降30%以上。赵盼龙为记者算了一笔账，目前储能建设成本约1.7元/瓦。按照2兆瓦时的用户侧储能规模计算，初投资340万元，一次充放电能挣1600元，最快三到四年就能回本。再加上部分地区的政府补贴，如金华义乌根据峰段实际放电量给予储能运营主体0.25元/千瓦时的补贴，温州按照实际放电量给予储能运营主体0.8元/千瓦时的补贴，使得行业效益更加诱人。

  此外，产业链末端的集成商扮演“攒局人”角色，只需采购设备、进行组装，技术准入门槛较低，成为大量新“玩家”入局的首选。如今，产业供应端急速扩张，产能过剩已是行业共识。如何在同质化市场之间的竞争中脱颖而出？不少集成商只能打“低价牌”。

  国网浙江综合能源服务有限公司提供储能项目投资、项目建设、管理运营、电费结算等业务。该企业储能事业部负责这个的人说，2023年以来中小型储能设备的市场均价相比往年下降约20%到30%；储能投建方和用户的盈利分成比例也会降低；一些小型设备制造企业甚至开出亏本的“自杀价”。

  白热化竞争中，隐忧浮现。用户侧储能大范围的应用在能源消费侧，比如工厂、商场甚至居民区等人员密集场所。成本压缩之下也许会出现偷工减料、监管宽松等市场行为，将很难保障储能安全性，近年来海内外已有不少自燃、爆炸等灾害性事故可做前车之鉴。

  “发电侧和电网侧储能因为背靠能源国企，在建设、运维和监管方面相对可控，而用户侧储能分布零散、投建方良莠不齐，亟待市场规范。”赵盼龙说，这也是本次浙江率先就用户侧储能出台《导则》的背景。

  王岑峰也认为：“电化学储能的试错成本是极高的，必须从一开始就追求高质量、可持续的发展路线”，不走“先求速度，再求质量”的产业高质量发展老路，政策端还需加以引导。

  本次《导则》明确建设、并网、监控、通信、消防等各环节技术标准，厘清了管理流程和责任归属。未来还可考虑调整工商业电价和峰谷电价差等机制，通过价格信号为产业过热“降温”，把市场资源导向电池研发技术、锂资源回收利用等核心创新环节。

  电是一种瞬时产生、传输和使用的特殊物品。每时每刻，作为传输通道的大电网一定要保持各处处于同一频率，还要时刻确保供用电两端的平衡，避免电路空转或电力“堵车”。灵活的储能正好能提供这些服务。

  目前，浙江已明确独立储能可以作为电力市场主体，参与调峰等辅助服务市场，并获得持续的盈利回报。“省内市场机制和商业模式还有待加强完善，从欧美及广东等地的先行经验来看，储能的多样功能有待开拓。”赵盼龙说。

  比如，储能释放的电力资源可当作商品，和各类发电企业一同参与电力市场交易。2023年，广东在全国率先试点，储能可用“报量报价”的方式参与各类电力市场交易。浙江已明确独立储能可在条件具备后加入电力现货市场。2024年省内现货市场即将开启，业内对储能的加入拭目以待。

  围绕储能可以衍生出丰富多彩的商业模式。如在新能源电站强制配储的规定下，比起自主建设和运维储能，一些中小新能源企业更倾向于租赁第三方储能的份额和服务，这就产生了容量租赁市场。

  在调峰、调频等辅助服务之外，储能还可以参与构建容量市场，一些储能即使没有启用，仍然随时在为突发情况“待命”。在欧美电力市场，针对备用储能的容量定价机制已经从计划性补偿演变为市场化定价。“国内可以借鉴煤电的容量补偿政策，进一步明确储能作为调节资源的备用价值。”浙能产业研究院研究员黄博远说。

  另外，在前两年的夏秋高温季，浙江已经试行了需求响应机制——企业在用电高峰期主动减少或停用电力，响应电网平衡供用电的需求，就可以获得资金补偿。比起发用电主体，储能的响应速度快、调节速度和精度高，很适合参与需求响应市场。

  诸多经营模式之外，储能的盈利分配机制也有待完善。2023年，第三监管周期输配电价正式实施，浙江跟随国家部署调整电价机制，从电网输配电价中拆分出系统运行费。“原先调节费用和电网‘运费’是一笔混合的‘糊涂账’，拆开后不同主体的贡献更加清晰了。”黄博远说，未来也可以逐步拆分调峰、调频等不同功能的贡献。

  “政府层面还需逐步推动市场机制的健全，增强储能成本疏导能力，释放行业下游发展的潜在能力。”王岑峰说。

  最近，省能源局印发《浙江省用户侧电化学储能技术导则》，这是全国首个用户侧储能技术导则。

  一份技术导则，规范的却是市场秩序。近两年来，储能产业加快速度进行发展，市场一片火热，但在2023年却经历大转向：从供不应求到产能过剩，低价竞争、建而不投等乱象频发，业内甚至有“储能行业提前进入寒冬”的论调。

  浙江拥有广大非公有制企业，正在全力发展风、光等新能源，是储能产业的潜在大市场，怎么来实现良性发展？记者走访国网浙江经研院、浙能产业研究院及相关储能企业，对话学界业界，共同寻找破局之道。

  2022年被业内人士称为“电化学储能元年”，其火热程度从新增注册公司数、装机规模等数据中可见一斑。

  国家能源局多个方面数据显示，2022年、2023年两年，我国均实现电化学储能累积装机“倍增”。另据天眼查多个方面数据显示，2023年以来中国新增注册储能企业超过5万家，平均每天有超过150家新企业踏入储能领域。

  储能为什么火？这要从“双碳”目标说起。在控制能耗和碳排放的环保政策之下，风电、光伏等新能源被视为零碳排的绿色电力，备受推崇。但它们“靠天吃饭”，发电具有波动性和随机性，大规模接入容易对电网稳定运行造成冲击。这就需要储能来为整个电力系统构建一个缓冲地带。

  相比抽水蓄能等传统储能技术，电化学储能因配置灵活、建设期短、响应快速等优势，成为一匹“黑马”。2021年以来，浙江等多个省份陆续出台方案，规定新能源电站按照特殊的比例配置储能，由此催生刚性需求。随着新能源的大规模发展，如今的电化学储能已是当之无愧的“明星赛道”。

  按照应用场景的不同，储能分为发电侧、电网侧、用户侧等类型。和西北风光基地配备的大型发电侧、电网侧储能不同，浙江多为工商业企业配备的小型用户侧储能。这源于民营经济大省的用电特性：用电主体多小散、用电时段灵活随机、对用电成本较敏感。

  一个主要的因素是，浙江电力的“峰谷价差”非常可观。当前，储能运营方能够最终靠谷电时段充入低价电、峰电时段释放并替代高价电，以此赚取差价。“一般认为，峰谷电价差高于0.7元/千瓦时，储能就具备经济性，而浙江一般工商业峰谷电价差达到了0.8元以上。”浙能产业研究院研究员赵盼龙说。同时，浙江已将运营机制从每天“一充一放”调整为“两充两放”，省内用户侧储能市场越发成为“香饽饽”。

  省能源局多个方面数据显示，2023年7月至11月，全省新增616个用户侧储能，数量位居全国第一；总装机容量为2.3吉瓦，占到储能总量约三分之一，在用户侧储能应用方面走在全国前列。

  根据规划，“十四五”期间，浙江将建成300万千瓦左右的新型储能项目，不少示范项目为用户侧储能，未来两年仍将是省内储能市场增长的高峰期。“随着电力系统和电力市场改革走深走实，储能的开发潜力仍然较大，将在未来的能源保供中发挥逐渐重要的作用。”国网浙江经研院电网规划中心研究员王岑峰说。

  自2022年以来，电池核心原料碳酸锂的价格跌去近80%，储能建设成本已下降30%以上。赵盼龙为记者算了一笔账，目前储能建设成本约1.7元/瓦。按照2兆瓦时的用户侧储能规模计算，初投资340万元，一次充放电能挣1600元，最快三到四年就能回本。再加上部分地区的政府补贴，如金华义乌根据峰段实际放电量给予储能运营主体0.25元/千瓦时的补贴，温州按照实际放电量给予储能运营主体0.8元/千瓦时的补贴，使得行业效益更加诱人。

  此外，产业链末端的集成商扮演“攒局人”角色，只需采购设备、进行组装，技术准入门槛较低，成为大量新“玩家”入局的首选。如今，产业供应端急速扩张，产能过剩已是行业共识。如何在同质化市场之间的竞争中脱颖而出？不少集成商只能打“低价牌”。

  国网浙江综合能源服务有限公司提供储能项目投资、项目建设、管理运营、电费结算等业务。该企业储能事业部负责这个的人说，2023年以来中小型储能设备的市场均价相比往年下降约20%到30%；储能投建方和用户的盈利分成比例也会降低；一些小型设备制造企业甚至开出亏本的“自杀价”。

  白热化竞争中，隐忧浮现。用户侧储能大范围的应用在能源消费侧，比如工厂、商场甚至居民区等人员密集场所。成本压缩之下也许会出现偷工减料、监管宽松等市场行为，将很难保障储能安全性，近年来海内外已有不少自燃、爆炸等灾害性事故可做前车之鉴。

  “发电侧和电网侧储能因为背靠能源国企，在建设、运维和监管方面相对可控，而用户侧储能分布零散、投建方良莠不齐，亟待市场规范。”赵盼龙说，这也是本次浙江率先就用户侧储能出台《导则》的背景。

  王岑峰也认为：“电化学储能的试错成本是极高的，必须从一开始就追求高质量、可持续的发展路线”，不走“先求速度，再求质量”的产业高质量发展老路，政策端还需加以引导。

  本次《导则》明确建设、并网、监控、通信、消防等各环节技术标准，厘清了管理流程和责任归属。未来还可考虑调整工商业电价和峰谷电价差等机制，通过价格信号为产业过热“降温”，把市场资源导向电池研发技术、锂资源回收利用等核心创新环节。

  电是一种瞬时产生、传输和使用的特殊物品。每时每刻，作为传输通道的大电网一定要保持各处处于同一频率，还要时刻确保供用电两端的平衡，避免电路空转或电力“堵车”。灵活的储能正好能提供这些服务。

  目前，浙江已明确独立储能可以作为电力市场主体，参与调峰等辅助服务市场，并获得持续的盈利回报。“省内市场机制和商业模式还有待加强完善，从欧美及广东等地的先行经验来看，储能的多样功能有待开拓。”赵盼龙说。

  比如，储能释放的电力资源可当作商品，和各类发电企业一同参与电力市场交易。2023年，广东在全国率先试点，储能可用“报量报价”的方式参与各类电力市场交易。浙江已明确独立储能可在条件具备后加入电力现货市场。2024年省内现货市场即将开启，业内对储能的加入拭目以待。

  围绕储能可以衍生出丰富多彩的商业模式。如在新能源电站强制配储的规定下，比起自主建设和运维储能，一些中小新能源企业更倾向于租赁第三方储能的份额和服务，这就产生了容量租赁市场。

  在调峰、调频等辅助服务之外，储能还可以参与构建容量市场，一些储能即使没有启用，仍然随时在为突发情况“待命”。在欧美电力市场，针对备用储能的容量定价机制已经从计划性补偿演变为市场化定价。“国内可以借鉴煤电的容量补偿政策，进一步明确储能作为调节资源的备用价值。”浙能产业研究院研究员黄博远说。

  另外，在前两年的夏秋高温季，浙江已经试行了需求响应机制——企业在用电高峰期主动减少或停用电力，响应电网平衡供用电的需求，就可以获得资金补偿。比起发用电主体，储能的响应速度快、调节速度和精度高，很适合参与需求响应市场。

  诸多经营模式之外，储能的盈利分配机制也有待完善。2023年，第三监管周期输配电价正式实施，浙江跟随国家部署调整电价机制，从电网输配电价中拆分出系统运行费。“原先调节费用和电网‘运费’是一笔混合的‘糊涂账’，拆开后不同主体的贡献更加清晰了。”黄博远说，未来也可以逐步拆分调峰、调频等不同功能的贡献。

  “政府层面还需逐步推动市场机制的健全，增强储能成本疏导能力，释放行业下游发展的潜在能力。”王岑峰说。