中国储能网讯：碳达峰碳中和战略目标的提出，让能源革命有了清晰明确的发展路线图，也给能源转型设定了总体时间表。能源结构转型，即可再生能源的比重正在不断加速向前推进。
风能、太阳能等是可再生能源的重要组成部分，但风力和光照的波动性和间歇性导致风力发电和光伏发电也具有间歇性和波动性，这些可再生能源不能连续不断地生产，与电力系统高稳定性的要求不匹配。
此时，储能实现能量跨时空的存储和转化，推动风能、太阳能入网、稳定电网运行的作用凸显出来。储能系统能在可再生能源的丰富生产期中，将易浪费的能量收集存储起来，在能源需求旺盛的高峰期，填谷利用起来，将会大大增强能源的利用效率，减少能源耗损。因此，储能是可再生能源消纳的最终解决方案，能源结构转型的重要一环。
预计到2025年，国内储能市场规模将达到60-70GWh，全球储能市场规模达到约150-200GWh，增长约10倍，市场潜力巨大。目前，风力和光伏发电已成为北美洲、欧洲大部分、南美洲大部分、部分非洲、澳大利亚、沙特阿拉伯、中国、印度、越南最具经济性的新能源发电方式，新能源发电的快速提升推动储能市场的发展，预计电池储能系统将保持35%年复合增长率至2030年。
双碳驱动能源革命，储能迎来历史性发展契机。构建新能源为主体的新型电力系统成为全球共识，储能将作为核心环节参与其中。综合来看，在碳中和目标指引下，全球储能发展势在必行，万亿市场正冉冉升起。
01
硬核投资观点
1.国际市场代表了利润率更高的市场，市场参与方普遍利润率水平不错，国际市场门槛较高（产品认证、渠道、品牌、资金、海外团队）。最近由于俄乌冲突的影响，海外户用储能的订单激增，因此海外业务是近期一个好的业务方向。需要重点关注团队的海外背景、渠道资源，产品设计能力以及品牌影响力。
2.国内储能市场在新能源强制配储、共享储能前景的驱动下，很多公司加入竞争，现阶段在原材料成本较高、储能收益模型还不完善、竞争激烈的情况下，储能系统的利润率普遍较低，预计随着原材料成本回落和储能经济模型改善（电网辅助服务、峰谷电价价差提升），利润率有望改善到15-25%的水平，用户侧储能随着峰谷电价和现货市场改革推进IRR更有吸引力，更多工商业用电成本高的企业参与。
3.国内储能市场的门槛包括电芯量的稳定供应，电芯的自研能力和电力行业的经验和行业人脉，拥有较好的标杆业绩和安全记录也非常重要，特别是共享储能会带动更多大容量储能项目，资金实力和融资能力也是非常重要的，特别是经过行业的混乱期和洗牌期，具有电芯和系统集成产线需要持续的capex投资。
4.考虑到储能市场的前景，可考虑的投资方向和策略：
估值合理、团队技术能力和商务能力都比较健全的储能系统公司
海外市场做的较为领先的储能系统公司（海外家储、移动储能等）
更低成本的电池技术公司（如钠离子电池等）
02
储能的技术路线
储能根据能量存储形式的不同分为热储能、电储能、氢储能三类。从狭义上讲，一般主要指电储能，也是目前最主要的储能方式。
电储能按照存储原理的不同分为电化学储能、热储能、氢储能三类。电储能按照存储原理的不同分为电化学储能、机械储能、电磁储能三类。
电化学储能：利用化学元素做储能介质，充放电过程伴随储能介质的化学反应。包括目前占绝对主导地位的锂离子电池储能，钠硫电池、铅酸电池和液流电池四种主流类型等。电化学储能对地理位置限制小、建设周期短、适用性广泛、能量转换效率高（尤其是锂电池储能）、成本下降潜力大；2018以来装机规模快速成长，近5年年复合增长率达84.8%。
机械储能：采用水、空气等作为储能介质，通过机械结构做功，实现对电力的储存、释放和管理，充放电过程储能介质不发生化学变化。应用形式有抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能。目前最成熟的大规模储能方式是抽水蓄能。抽水蓄能因技术成熟、成本较低在全球范围内率先推广，2000-2020年抽蓄储能累计装机规模占比超90%。但受限于地理位置及建设周期长等条件制约，且能量转换效率仅约70%-75%，增速逐步下滑。
电磁储能：包括超导储能、超级电容器储能等。其中，超导储能是利用超导体的电阻为零特性制成的储存电能的装置，其不仅可以在超导体电感线圈内无损耗地储存电能，还可以通过电力电子换流器与外部系统快速交换有功和无功功率，用于提高电力系统稳定性、改善供电品质。
储能其实很像计算机网络中存储的概念，在不同的运用场景下有多种技术共存，要根据响应的速度和存储的容量，对应的有不同的技术去适用不同的场景。
从整个储能系统来说是以抽水蓄能的应用场景是调峰、调频和备用电源，占比是最高的。
在新型储能范畴，从循环次数或寿命、效率、工作时间、能量密度、响应时间、应用场景和发展阶段的等维度综合对比来看，锂电池能量密度高、转换效率高、响应速度快，综合性能较好。2021年我国电化学储能装机中，锂离子电池占比高达89.7%，是目前技术比较成熟，发展势头最为迅猛的储能方式。
锂离子电池主要以磷酸铁锂为主，目前主流的磷酸铁锂电池的循环寿命能达到6,000至10,000次，大约是10到15年。
另外，由于动力电池技术的发展和产能的提升，也使得锂离子电池成本进一步下降，所以锂电池越来越逼近储能投资可接受的成本线。
除了锂电池技术以外，电化学储能中还有另外两个非常值得关注的储能技术，第一个就是钠电池储能，另一个是液流电池。
随着锂价的攀升，钠离子电池的安全性、低温特性、寿命、综合的BOM成本优势凸显了出来。钠离子电池在大规模储能、低速电动车等可以得到比较广阔的应用，并且钠离子电池从成本上是有优势的，所以钠离子电池可以跟锂电池形成互补或者是替代作用。
液流电池近期以来比较火热。与锂离子电池相比，液流电池最大优势就是安全性比较高、循环寿命长、电解液可循环利用、生命周期性价比高、环境友好等诸多优势，被认为是大规模储能技术的首选技术之一，具有广阔的应用前景。但液流电池的问题就是在于能量密度较低。全钒液流电池是目前最成熟的一条技术路线，但钒也是稀有金属，如果说未来规模上量的话，产业内也会担心会面临锂电池一样原材料价格上行的问题。当下来看，全钒液流电池每瓦时造价约4元，而锂电池约为2元，所以目前液流电池还都是用于百兆瓦的示范项目。
03
储能下游的应用场景及经济性分析
储能下游应用场景主要可分为发电侧、电网侧、用户侧等。
发电侧：发电侧更重要的是匹配电力的生产，因为光伏、风电有波动性，对电网会带来很大的冲击。所以储能在发电侧主要起到辅助动态运行、平滑发电出力、减少弃风弃光等作用。
这也是新能源强制配储的要求。截至目前，全国已有21个省级行政区在全省或市县级地区明确了新增新能源发电项目的配储比例以及配储时长。
从经济性来看，由于2022年电芯成本大幅上升，导致我国储能系统成本上升至1.6元-1.9元/Wh，高于1.5-1.6元/Wh为盈亏平衡点，国内市场对发电侧投资，仅光伏、风电发电IRR要求在8%左右，配储后IRR在6%-7%，收益率进一步下降。所以，发电侧通过强制配属的形式实际是增加了成本。
电网侧：储能在电网侧的主要用途缓解电网阻、延缓输配电设备扩容升级、电力调峰、系统调频（AGC）、备用容量等，作为扩容装置及后备装置来缓解线路阻塞、增加变电站稳定性。
在调频方面，锂电池储能收益性优势显著。目前磷酸铁锂储能电站的里程成本已可降至6元／MW以内，目前国内主要补偿价格在5-8元/MW，具备平等参与电力市场服务交易的竞争力，调频已具备经济性。
在调峰方面，目前锂电池的度电成本为0.59元/kWh，国内对调峰的补贴价格以0.4-0.6元/kWh为主。随着锂电池成本的不断降低、循环寿命提升、电池容量增大，锂电储能度电成本仍将持续降低，经济性将有望继续提高。
用户侧：储能主要帮助用户实现削峰填谷或光伏自发自用等模式，能够使用户降低电费支出。从这个角度来看，用户侧的商业模式是最清晰的，因为削峰填谷就能产生经济效益。
用户侧储能又可以细分为工商业储能与户用储能两大类应用，其中工商业储能主要是独立储能电站，帮助工商业企业进行峰谷价差套利，收益与各地峰谷价差相关，在般工商业峰谷电价差较大的省份，如广东、海南、浙江、江苏，工商业储能已具备经济性。
户用储能主要是与新能源光伏发电设施配套使用，实现家庭用电自发自用，收益于用户电价相关。国内居民电价长期处于低位，居民安装光伏系统的积极性有限，户用储能的需求也相应受到影响。预计户用储能将长期以海外为主。
04
电化学储能产业链
储能行业上游为电池原材料及设备提供商，包括电池管理系统、能量管理系统（EMS）、电池组、储能变流器（PCS）等。
中游包括储能系统集成及安装商。系统集成涉及的电气设备较多、专业性较强且存在相应的系统设计、集成及安装等环节。
下游为应用端，应用场景主要可分为发电侧、输配侧/电网侧、用户侧。
电池组：储能系统的能量核心，负责电能的存储。储能电芯的主要玩家包括两类企业，一类是宁德时代、国轩高科、亿纬锂能、力神电池等动力锂电池企业；二是猛狮科技、圣阳能源等从铅酸电池切换到锂电池领域的企业。
电芯企业布局储能系统存在技术与客户的门槛。技术上，储能系统除电池外也需要对电网、光伏等电子电力领域的了解，不是传统电芯厂的长项；客户方面，下游电网客户、发电企业对传统电芯厂介入电力领域有一定抵制。
电池管理系统（BMS）是系统的感知核心，主要负责电池监测、评估和保护以及均衡等，保障储能单元安全运行，和电芯一起组成电池系统。
能量管理系统（EMS）是系统的控制核心，主要负责数据采集、网络监控、能量调度等。
储能变流器（PCS）是系统的决策核心，主要负责控制充放电过程，进行交直流的变换。既可以把储能电池中的直流电逆变为交流电，输送至电网；也可以把电网中交流电整流为直流电，给储能系统充电。目前的主要玩家一是逆变器企业，利用同源技术切入储能逆变器市场，如阳光电源、固德威、上能电气等；二是UPS电源企业，如科华恒盛、科士达等。
PCS与光伏逆变器技术同源、结构高度相似，由于光伏逆变器厂商一般具备供应储能变流器的能力，并且已有技术、渠道布局，预计未来储能变流器将延续光伏逆变器格局。逆变器龙头阳光电源、科华数能、上能电气、科士达等目前出货量领先。
系统集成：目前系统集成的参与者主要有三类企业：
电力电子背景/光伏背景企业：上市公司有科华数能、阳光电源等，其优势在于1）可充分利用其在光伏行业积累的经验以及建立的分销渠道、服务体系，光储客户的重合更有利于开拓市场2）深谙电力控制技术，对电池3S系统的设计研发能力更强；劣势在于电芯依赖外采，成本下降困难。
电芯企业：上市公司包括宁德时代、比亚迪等，优势在于低成本制造电池和BMS经验，劣势在于对风光发电与电网特性了解不足，产品不能完全适配客户需要。
电网背景企业：其中海博思创正在进行上市准备。优势在于有丰富的产品应用和项目实施经验以及客户资源，劣势在于缺少核心技术环节自研自产能力。
05
硬核圆桌
本期硬核观察，我们专门邀请到中国能建集团储能技术专家楚攀、长期关注能源行业的新浪财经记者刘丽丽，与洪泰基金投资人林佳亮、刘凯利，一起深入探讨储能的未解之题。以下是讨论详情：
技术之辩：
1、新型储能VS抽水蓄能：高增长的新型储能行业何时能真正“挑大梁”？
楚攀：抽水蓄能和新型储能的增长都很快，从绝对增量上来看，抽水蓄能的绝对增量现在更大一些。从增速上来看，新型储能的增速更大。
抽水蓄能已建成的装机容量超过了40GW，在建的60GW左右，2022年预计会再增加8-10个GW；新型储能今年大概会增加5到6个GW（大概12-15GWh），新型储能的增量不及抽水蓄能，但是新型储能的增速比抽水蓄能更大。
到底谁才能挑大梁？要从几个方面来分析，各自有各自不同的优点和劣势。
在电力系统的需求中，电力系统的第一性原理是平衡。在调峰层面，目前的主力依然是抽水蓄能。大家可能存在的误解是，抽水蓄能的主要功能是调峰，并不意味着一有调峰需求马上就调用抽水蓄能。实际上，首先要发挥的是电力系统自身的灵活性，一般上会先去调度火电、气电、水电等等这些机组参与调峰，等常规的调峰能力耗尽之后，才会调用抽水蓄能。抽水性能的特点是装机容量大，中等的抽水蓄能电站都在1200兆瓦以上，此外，储能时间比较长，时长在八到十个小时。日内调峰需要六到八小时，抽水储能非常符合日内调峰的需求。电网调峰的功率需求很大，几千万千瓦的增减很常见，用其他的储能形式，暂时都难以达到电网的调峰需求。
电力系统除了宏观的平衡——调峰之外，还存在微观的平衡，就是调频。调频需要到时功率型储能，作用时间比较短，但功率变化比较大，转换速度比较快。在调频的时候，电网要求功率的动态平衡，对功率的需求，某个时刻是正的，下个时刻就是负的。这对于一个储能电站来说，就需要它进行充电/放电，反复地进行高频次的充/放电。调频服务继续细分的话，分为一次调频和二次调频。一次调频需要在1分钟内完成，二次调频一般在5-15分钟内完成。一次调频的充放电次数大概在2000-3000次/天，二次调频大概400-600次/天，都非常频繁。
基于调频的这种短时内频繁充放电的特点，同时对转换速度要求也非常高，用传统的储能方式，比如抽水蓄能、压缩空气储能都是不合适的。目前能够将调频完成比较好的首推电化学储能，尤其是基于锂电池的电化学储能。
电化学储能总得来说，用于二次调频更为合适。一次调频的充放电次数更频繁，用电化学储能不太合适。如果强行用锂电池进行一次调频的话，锂电池的储能系统会出现一定的运行风险，所以一次调频一般不选用锂电池系统，而会倾向于选用功率型的飞轮储能技术路线。
刘丽丽：相对于抽水蓄能，电化学储能经济性、灵活性、储能特性的适用性强，在发电侧、电网侧、用电侧都可以发挥作用。
值得关注的是钠离子电池和固态电池的突破。钠离子电池能量密度较低，但成本下降幅度大，安全性高，在-40℃到80℃能正常工作，快充倍率高，有补能优势，充电速度比三元锂电池和磷酸铁锂电池都快，有望替代铅酸和磷酸铁锂电池主打的启停、低速电动车、储能等市场。
“固态电池”具备更高能量密度和安全性，未来发展空间很大。
2.锂电池将在长时间内处于“扛把子”地位吗？
林佳亮：我认为锂扛把子的地位很难撼动。锂价太贵也会通过补充钠离子电池的形式去平抑价格，或者在上游这块也可以有更好的溢价能力。钠离子电池目前在储能方面的应用还没有进入到规模量产阶段，23年钠离子电池在面向动力电池应用的方向开始实现逐步实现量产，24年25年会形成大规模量产。
刘丽丽：锂电池的地位，短时间内不会有太大改变，这个周期可能会持续10年左右。
楚攀：目前来看，十四五及十五五期间，锂电池（抽水蓄能之外），处于扛把子的地位。首先，锂电池储能系统的循环效率是所有储能技术路线里面最高的。其次，锂电池充放电的技术特点、转换速度以及大倍率充放电的能力、快速规模化的能力，目前是所有储能技术路线里最出色的。第三方面是，锂电池储能系统的的初投资也具备一定的优势。
锂电池储能还有一个突出的优势，来自先进的的锂电池研发体系，随着锂电池的仿真和模拟可依赖的数据越来越多，锂电池的正极材料、电解液的迭代、进化的速度越来越快，这些都给锂电池产品的推陈出新带来了很大的助力，新款锂电池的推出速度是远超其他储能技术的新产品。
同时，锂电池现在处于高速发展的阶段，虽然近期受到了上游材料、碳酸锂、电解液等的涨价影响，成本比较高，但是长远来看会恢复到正常的价格区间。锂电池现在处于快速的发展阶段（可能是历史上最快速的阶段），一方面是锂电池的产能越来越大，另一方面是锂电池的质量越来越好，一线品牌的锂电池使用寿命已经到8000次，到2030年循环次数可达15000次，甚至是更高。第三点是锂电池的一致性，之前锂电池的不一致性在的大概3-5%，现在锂电池的不一致性可以做到1%甚至更低，未来可以控制的更精确。
电芯的一致性对于电芯的影响是很大的，若一款电芯的一致性越高，那么基于这款电芯能够做的电化学储能系统的规模就能够更大，系统的运行安全就更有保障，运行效率也会更高。若电芯的不一致性比较大的话，实际上是会影响到充放电的电量，最终会影响到整体的循环寿命。
3.钒电储能是真趋势还是假风口?
刘丽丽：钒电池市场能否爆发，还取决于多种因素的影响。从技术经济性来看，都是各有利弊。
中国的钒矿资源丰富，钒几乎100%能回收利用，全钒液流电池安全性较高，可通过添加电解液扩充容量，但能量密度较低，体积大，相同能量钒电池体积可能是锂电池的3-5倍，不适用小型工作场景。目前钒电池电解液成本较高，且随着贵金属期货变动明显。有数据显示，钒电池现在初装成本大概是锂离子电池的2倍以上。因此钒电池比较适合大容量长时间储能调峰的场景，便于摊薄成本。
总的来说，钒电池储能还处于大规模商业化的前夜。未来发展还有赖于技术进步、资本进入、产能扩张与电解液租赁等商业模式的推进。
林佳亮：全钒现在是一个风口，液流电池现在比较受资本市场关注，有很多供应链上相关投资机会，包括隔膜、质子交换膜、它的质子交换膜跟氢燃料电池的质子交换膜基本上非常类似，所以这值得研究。
但是全钒最大问题一是钒价太贵，如果说1GW全钒液流电池造价成本很高，这个其实是一个问题。二是钒比锂更稀缺，未来如果原材料涨价，涨到什么程度也很难预测。这条技术路线我认为市场上的分歧很大，大概是这几个原因。
楚攀：我个人认为是一个短暂的风口，缺乏足够的后劲儿和潜力。
因为钒电池有如下几个缺点，第一点它的单位千瓦时的工程造价接近4000元，差不多是同等规模的锂电池的两倍。所以，做一个同等规模规模和时长的储能系统，用钒液流电池要花多一倍的钱。仅就初始投资来说，钒电池的项目就比锂电池的项目收益率差不少。
第二个问题是钒电池系统的效率。我们在网上看到的很多信息源都说效率可以做到70%，甚至是更高，实际上是做不到的。在一个真实的运行环境之中，钒电池的实际循环效率，大概是60%左右。现在来看，钒电池的循环效率有可能是主流储能技术路线中最低的之一了，另一个是压缩空气，压缩空气的循环效率大概在58%到62%。抽水蓄能的效率是比较高的，75%以上。从效率上来看，钒电池储能系统难以令人满意，和锂电池储能系统相比，它的效率低了近30个百分点。
第三个问题是钒液流电池的运维成本。一个百兆瓦时以上的锂电池储能电站，每年的运维成本（含人员费用）大概在每瓦时四分钱左右，液流电池每瓦时大约在七八分钱甚至更高。因为液流电池在运行的时候，对于环境的要求是比较高的，它的最佳运行温度环境区间是35度到40摄氏度，如果超出了这个区间，那么钒液流电池的电解液中的五氧化二矾将会结晶析出，析出之后将会毒化电堆里面的质子交换膜，会堵塞通道，更换交换膜的费用比较高。电解液占到整个钒液流电池系统造价的50-60%，更换电解液的花费也是较高。
基于以上三点，钒液流电池的初始投资是锂电池的1.5-2倍，效率比锂电池低25%-30%，运维成本又比锂电池高1.5倍到2倍，综合来看，3-4年内，钒液流电池储能很难有竞争力。
机会在哪：
1、应用落地明确：储能真正的投资机会在哪？
林佳亮：欧美日本市场代表了利润率更高的市场，市场参与方普遍利润率水平不错，国际市场在产品认证、渠道、品牌、资金、海外团队的门槛较高。最近由于俄乌战争的影响，海外户用储能的订单激增，因此海外业务是近期一个好的业务方向。需要重点关注团队的海外背景、渠道资源，产品设计能力以及品牌影响力。
国内储能市场在新能源强制配储、共享储能前景的驱动下，很多公司加入竞争，竞争更为激烈，现阶段在原材料成本较高、储能收益模型还不完善、竞争激烈的情况下，储能系统的利润率普遍较低（5-10%毛利），预计随着原材料成本回落和储能经济模型改善，包括电网辅助服务、峰谷电价价差提升，利润率有望改善到15-25%的水平，用户侧储能随着峰谷电价和现货市场改革推进IRR更有吸引力，更多工商业用电成本高的企业参与。
国内储能市场的门槛包括电芯量的稳定供应，电芯的自研能力和电力行业的经验和行业资源，拥有较好的标杆业绩和安全记录也是非常重要的，特别是共享储能会带动更多大容量储能项目，资金实力和融资能力也是非常重要的，特别是经过行业的混乱期和洗牌期，具有电芯和系统集成产线需要持续的capex投资。
2.储能锂电池：现在进场还是好时机吗？
刘丽丽：市场还有机会。锂电池的产品和技术上需要有差异化，否则的话，企业虽然短期能存活下去，但长期来看，日子会比较艰难。
3.系统集成商：赛道拥挤，产业链中游玩家的如何杀出红海？
刘丽丽：系统集成也有两个层面。一是ESS集成，做PACK、RACK、直到ESS，核心是技术创新和产品创新。要实现更高效、安全、可靠、长寿命、低度电成本。二是储能电站系统集成，关键是能否做到各种设备间的融合，尤其是智能高效的能量管理算法需要持续提升。
商业之谜：
1.商业化困境待解：储能是一门赚钱的生意吗？
刘丽丽：目前，工商业储能主要通过峰谷价差套利、容量电费削减和需求响应等方式获利，经济性主要来自于新能源消纳、峰谷套利、需量管理、电力现货交易、电力辅助服务等方面。
从投资回报率看，江浙、广东、山东等经济发达地区是工商业电价差明显的地区，用户侧储能项目的投资回报周期集中在5-7年。
工商业储能市场需求巨大但竞争格局尚未全面打开，未来2-3年将不断迎来新的工商业储能品牌，整体处于爆发前夜。工商业储能有望成为工业生产及大型商圈的标配。
2.未来会发展出哪些商业模式？
刘凯利：独立储能是以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，不受位置限制。与之相对的是依托新能源发电项目/火电厂项目配套建设的储能项目，服务对象仅为单一发电站，商业模式为提升发电量。
独立储能收益来源相比于传统储能项目更多元化。共享租赁是核心收益来源。由第三方或厂商负责投资、运维，并作为出租方将储能系统的功率和容量以商品形式租赁给新能源发电站新能源发电站在服务时限内享有储能充放电权力，无需自主建设储能电站，大幅减低原始资金投入。
其次是现货套利，独立储能电站可以自主选择参与调频市场或者电能量市场。在电能量市场中，储能电站“报量不报价”，在满足电网安全稳定运行和新能源消纳的条件下优先出清。在调频市场，储能电站须与发电机组同台竞价独立储能电站向电网送电，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。以山东市场为例，约减少储能电站度电成本0.1-0.2元/kWh。三是辅助服务，南方能源监管局印发的新版细则定义了13种有偿服务类型，提升独立储能补偿标准，完善独立储能盈利模式。四是容量电价，电化学电站建设便捷，调节性能优异，国家政策方向是将电化学储能尽可能推向电力市场去获利，容量电价仅为电化学储能收益“保底”手段。
楚攀：第一种，我认为目前的共享储能是非常主要的商业模式，当然共享储能模式的存在的需要一个前提，就是要有新能源强配储能的政策，才会有共享储能这样的需求。
现在共享储能已经演变到了独立储能电站的阶段。建设独立储能电站，以共享储能的模式去运行。共享储能项目，有容量租赁的收益，有独立储能电站参与电力现货市场的收益，有参与电力辅助服务市场的收益，或者有些地方有容量电价补偿的收益。它的收益渠道越来越多，也越来越稳定，且呈逐步上升的态势，所以共享储能模式是未来储能项目非常重要的一种商业模式。
另外一种我比较看好的商业模式，是工商业侧的储能项目。它们主要依赖峰谷差套利来获益。从发展趋势上来看，目前的峰谷价差越来越大，随着电力市场改革的不断深入，先后取消了目录电价，又取消了分时电价，电价越来越回归它本来的商品本质，在电力需求的高峰电价越来越贵，在需求的低谷电价越来越低，这些趋势的出现非常有利于工商业储能项目的发展。未来工商业储能市场的增速、增量都会越来越大。这两种商业模式是我比较看好的，它们都会长期存在。
3.如何理性看待当前储能的高估值？
林佳亮：今年确实储能相关公司估值确实偏高，这种热度有两个方面原因。一个方面原因是大家对储能高速增长的预期，很多企业手上握着几十个亿甚至上百亿的订单，未来可能处在高速爆发增长的态势中。但是这里头如果储能系统有几十个亿，可能含了电池在里头，净利润率还比较低的，所以最终算净利润的时候可能不高。
当下是高景气度上升的周期阶段，未来随着技术越来越成熟，竞争对手越来越多，未来的PE下降应该是一个大概率事件。
扫一扫关注微信