電化學(xué)儲能是指利用化學(xué)元素（通常為電池）做儲能介質(zhì)，將化學(xué)能轉(zhuǎn)化成電能的儲能技術(shù)。電化學(xué)儲能屬于新型儲能（新型儲能指的是除抽水蓄能以外的新型儲能技術(shù)）。根據(jù)統(tǒng)計，我國95%以上為新型儲能為電化學(xué)儲能，可以說電化學(xué)儲能是我國新型儲能的“代名詞”。相較于抽水蓄能等傳統(tǒng)儲能技術(shù)，電化學(xué)儲能具有選址便捷、建設(shè)期短、調(diào)節(jié)靈活等優(yōu)勢，能夠為電力系統(tǒng)帶來更佳的平衡性、支撐性及調(diào)控性。

　　一、行業(yè)最新發(fā)展情況及趨勢

　�。ㄒ唬╇娀瘜W(xué)儲能裝機規(guī)�？焖僭鲩L

　　在2020年之前，我國新型儲能即電化學(xué)儲能規(guī)模較小，每年新增規(guī)模有限，累計裝機一直未能超過2GW。而自2020年起，隨著電池技術(shù)進步以及政策與需求推動下，其裝機量開始迅速增長，累計裝機量由2019年底1.71GW上升至2022年底13.1GW，其中2022年全年新增裝機7.37GW已超過往十年總和，因此2022年也被外界認(rèn)為是新型儲能元年。2023年仍在延續(xù)該爆發(fā)式增長趨勢，據(jù)國家能源局統(tǒng)計，2023年上半年新型儲能1-6月新投運的整體規(guī)模約8.63GW/17.7GWh,已超過2022年全年新增規(guī)模。儲能權(quán)威機構(gòu)CNESA預(yù)測，2023年新型儲能新增裝機將達到15至20GW，即較去年增長2-3倍。

　　同時新型儲能在儲能裝機占比方面也在不斷提高，雖然我國儲能仍以抽水蓄能為主，但據(jù)CNESA統(tǒng)計，我國新型儲能裝機占比已由2018年底4.2%上升至2023年6月底30%，以鋰電池儲能為代表的電化學(xué)儲能在新型儲能中占有絕對的份額。自2022年起在新增規(guī)模上，我國新型儲能已超過抽水蓄能�？梢娢覈娀瘜W(xué)儲能已從培育期進入快速發(fā)展期，未來市場前景廣闊。

　　（二）利好政策頻出助力電化學(xué)儲能駛?cè)肟燔嚨?/P>

　　產(chǎn)業(yè)政策是我國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重要驅(qū)動力。自儲能行業(yè)被我國“十三五”正式列為戰(zhàn)略新興產(chǎn)業(yè)后，該行業(yè)得到國家全周期的頂層設(shè)計支持，政策環(huán)境持續(xù)向好。

　　2021年國家發(fā)改委及能源局發(fā)布了《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》，首次明確了電化學(xué)儲能在內(nèi)的新型儲能市場主體地位及其產(chǎn)業(yè)推動作用，并明確提出2025年裝機規(guī)模達到30GW發(fā)展目標(biāo)。“十四五”開年以來，在“雙碳”目標(biāo)引領(lǐng)下，我國陸續(xù)出臺了一系列產(chǎn)業(yè)扶持政策，這些政策確立了儲能產(chǎn)業(yè)的階段性目標(biāo)，推動新型儲能規(guī)�；�、產(chǎn)業(yè)化和市場化發(fā)展。其中，新能源發(fā)電配儲政策成為我國儲能裝機快速增長的主要推動力之一。2021年，國家發(fā)改委及國家能源局發(fā)布了《關(guān)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》：鼓勵發(fā)電企業(yè)參與調(diào)峰（儲能）資源建設(shè)，確定超過20%以上掛鉤比例進行配建發(fā)電項目的優(yōu)先并網(wǎng)原則；自2021年起各省也紛紛公布配儲政策，配儲比例普遍為裝機容量的5%-25%，配儲時長普遍在2-4小時；同時，大部分省份也紛紛公布了自身十四五新型儲能發(fā)展規(guī)模，其中光伏風(fēng)電資源豐富的青海、甘肅、山西等省份計劃裝機規(guī)模較大，具體情況如下表：

　　此外，政策也在推動儲能商業(yè)模式探索。國家層面多項政策提高獨立儲能經(jīng)濟性及鼓勵新型儲能與所屬電源聯(lián)合參與電力市場等；地方層面，各省依據(jù)自身情況探索推進輔助服務(wù)市場、電力現(xiàn)貨市場建設(shè)、容量租賃與容量補償模式，逐步推進儲能商業(yè)模式。

　　（三）我國能源結(jié)構(gòu)調(diào)整帶動儲能需求

　　隨著可再生能源裝機規(guī)模逐步擴大，我國能源結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)型加速，從以火電為主向清潔、高效的多元化能源體系轉(zhuǎn)變，且成果顯著：近十年來我國風(fēng)電及光伏裝機合計占比由2011年不足5%上升至2022年近30%。

　　但隨著風(fēng)電、光伏裝機量的增長，其自身發(fā)電波動性和間歇性等問題日益顯著，對電力系統(tǒng)的實時平衡帶來較大影響，并引發(fā)了棄風(fēng)、棄光等現(xiàn)象，因此儲能作為重要的調(diào)節(jié)資源用于保障電力供應(yīng)穩(wěn)定和電力系統(tǒng)安全，成為電力系統(tǒng)運營剛需與基本配置。但傳統(tǒng)抽水蓄能對依地理條件依賴性及局限性較大，新型儲能由于其自身優(yōu)勢不僅能夠平抑新能源并網(wǎng)的波動性，提升接納新能源能力，還能對新能源發(fā)電較差的調(diào)頻能力予以彌補，因此電化學(xué)儲能成為新能源配儲的主要力量。

　　根據(jù)“雙碳”整體戰(zhàn)略規(guī)劃，風(fēng)電、光伏等清潔能源成為電力供應(yīng)核心的能源結(jié)構(gòu)已成明確趨勢，因此新型儲能發(fā)展前景廣闊：按照國家十四五可再生能源發(fā)展規(guī)劃，至2030年我國風(fēng)電、太陽能發(fā)電總裝機容量應(yīng)達到12億千瓦以上，如按10%配儲比例計算，風(fēng)光新型配儲約為120GW，可見其市場規(guī)模巨大。

　　二、電化學(xué)儲能融資租賃業(yè)務(wù)開展建議及分析

　　電化學(xué)儲能巨大的市場容量為融資租賃業(yè)帶來了歷史性機遇，同時儲能做為國家支持的綠色產(chǎn)業(yè)，開展儲能業(yè)務(wù)也能提升融資租賃公司ESG投資規(guī)模，既符合監(jiān)管要求，也是融資租賃公司踐行其自身社會責(zé)任體現(xiàn)。

　　另一方面，融資租賃也是適合新型儲能現(xiàn)階段發(fā)展的金融產(chǎn)品。首先，電化學(xué)儲能正進入加速成長階段，該產(chǎn)業(yè)固定資產(chǎn)尤其是設(shè)備資產(chǎn)投資占比較高，設(shè)備采購需求較為旺盛、且電池及電池倉等主流設(shè)備具有良好的流轉(zhuǎn)性及處置價值；其次，新型儲能涉及產(chǎn)業(yè)鏈較寬（包括電池、PCS、系統(tǒng)集成等多個領(lǐng)域），且大多為重資產(chǎn)型行業(yè)，尤其是其終端獨立、工商業(yè)儲能等項目與已廣泛開展新能源電站融資租賃業(yè)務(wù)模式相似，因此有成熟的融資租賃產(chǎn)品及運營經(jīng)驗借鑒；此外作為新興藍(lán)海產(chǎn)業(yè)需要長期資金支持，而融資租賃期限長、相對銀行在效率及增信方式具有一定優(yōu)勢，相對股權(quán)融資不用讓渡股權(quán)及控制權(quán)，還款方式靈活，在一定程度上減輕了企業(yè)資金壓力。

　　在此背景下，對于電化學(xué)儲能業(yè)務(wù)開展建議關(guān)注獨立儲能與工商業(yè)儲能兩大市場，具體分析如下：

　�。ㄒ唬┆毩δ苡型蔀槿谫Y租賃儲能業(yè)務(wù)主戰(zhàn)場

　　獨立儲能屬于表前儲能（安裝于用戶側(cè)電表外的儲能系統(tǒng)，主要為電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)的儲能系統(tǒng)，又稱“大儲”），表前儲能根據(jù)并網(wǎng)主體不同，分為新能源配儲（依托于新能源場站存在，并網(wǎng)主體為新能源發(fā)電項目，自身無收益）與獨立儲能（以獨立身份直接與電力調(diào)度機構(gòu)簽訂并網(wǎng)調(diào)度協(xié)議的項目，具有一定收益模式）。

　　1.獨立儲能已形成一定規(guī)模

　　以往新能源配儲只是作為新能源電站成本項，只有投資沒有直接收益，因此儲能設(shè)施投建積極性不高。而獨立儲能將零散的新能源側(cè)配建儲能轉(zhuǎn)為建設(shè)集中的大規(guī)模獨立儲能電站的形式，從而減輕了新能源企業(yè)的配儲負(fù)擔(dān)，又便于電網(wǎng)統(tǒng)一調(diào)度。2022年6月，國家發(fā)改委及國家能源局聯(lián)合發(fā)文《關(guān)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》，提出鼓勵新型儲能做為獨立儲能參與電力市場，鼓勵新能源企業(yè)“先租后建”，滿足新能源配儲要求，并規(guī)定獨立儲能電站向電網(wǎng)送電的，其相應(yīng)充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加，進一步提升了獨立儲能的經(jīng)濟性。而自2022年以來，各省相繼出臺支持獨立儲能業(yè)務(wù)發(fā)展的政策。

　　自從2020年首個商業(yè)化運行的上海電氣格爾木閔行儲能電站（32MW/64MWh）投運以來，我國獨立儲能如雨后春筍般遍地興起，據(jù)長城證券統(tǒng)計，2022年獨立儲能并網(wǎng)投運+啟動項目總規(guī)模達16.5GW/35GWh，獨立儲能當(dāng)年中標(biāo)儲能項目規(guī)模比例高達55%。

　　2.盈利模式較為清晰

　　隨著獨立儲能規(guī)模擴大，其盈利模式也日漸清晰，從目前來看，獨立儲能收入主要來自于四個方面，即容量租賃、調(diào)頻調(diào)峰輔助服務(wù)收益、現(xiàn)貨交易、容量補償。

　　容量租賃是指獨儲項目為其附近的風(fēng)電、光伏等新能源電站提供一定容量的租賃服務(wù)，獨立儲能電站獲得租金，而新能源發(fā)電端可通過租賃獲得配置儲能容量，避免自建儲能增加資產(chǎn)投入，并滿足各省政策對于配儲比例要求。目前很多省份鼓勵新能源發(fā)電企業(yè)與獨立儲能項目簽署10年以上長期租期協(xié)議，如河南省規(guī)定租賃獨立儲能項目簽訂10年以上長期租賃協(xié)議的，同等條件下優(yōu)先納入電網(wǎng)。

　　目前容量租賃多為市場化行為，租賃費用沒有統(tǒng)一標(biāo)準(zhǔn)，各省政策并沒有強制定價（個別省份會公布參考定價），各獨立儲能項目根據(jù)輔助收益、地方政策、上游客戶不同，租賃費用價差較大，從200-400元/kw/年不等。

　　電網(wǎng)輔助服務(wù)是指獨立儲能電站參與當(dāng)?shù)仉娋W(wǎng)輔助服務(wù)而獲得收益，主要是指為保障電網(wǎng)穩(wěn)定性提供的調(diào)頻調(diào)峰服務(wù)，是各電力市場參與主體獲得額外收益的主要渠道之一。2021年國家能源局發(fā)布《電力并網(wǎng)運行管理規(guī)定》和《電力輔助服務(wù)管理辦法》已明確儲能可作為獨立市場主體參與輔助服務(wù)交易。

　　目前調(diào)頻僅在山西等個別省份應(yīng)用，而調(diào)峰開展輔助服務(wù)省份較多，根據(jù)各省出臺政策不同，調(diào)峰價格也有所不同，如青海省儲能調(diào)峰補償標(biāo)準(zhǔn)為0.5元/kWh，寧夏省2022、2023年度儲能試點項目的調(diào)峰服務(wù)補償價格為0.8元/kWh。

　　電力現(xiàn)貨交易利用電網(wǎng)峰谷時間段上網(wǎng)電價的不同進行套利，雖然同樣是在負(fù)荷低谷時充電，在負(fù)荷高峰時放電，利用削峰填谷賺取價差，但與輔助服務(wù)為電網(wǎng)被動調(diào)用不同，電力現(xiàn)貨交易則是主動進入電力現(xiàn)貨市場，因此該業(yè)務(wù)是在我國“8+6”兩批電力現(xiàn)貨試點省份中開展，目前山東、山西、甘肅制定了儲能參與現(xiàn)貨市場的細(xì)則。

　　容量補償是指通過對單位容量補償標(biāo)準(zhǔn)和各發(fā)電機組可補償容量的核算，實現(xiàn)對發(fā)電容量成本的合理補償，實際上是按容量給予獨立儲能電站的補貼。其中容量補償僅在山東、浙江、甘肅等省份施行，目前推廣度不高。

　　根據(jù)各省政策不同，目前國內(nèi)儲能電站較為典型的收益模式包括：容量租賃+調(diào)峰 輔助服務(wù)（絕大部分省份）；容量租賃+現(xiàn)貨市場+容量補償（山東）；容量租賃+現(xiàn)貨市場+一次調(diào)頻（山西）。

　　獨立儲能收益率測算

　容量租賃及調(diào)峰輔助收入為現(xiàn)階段獨立儲能目前主流也是最為穩(wěn)定的收益模式。根據(jù)測算，按6,000次循環(huán)次數(shù)，每天調(diào)用2次，即約8年生命周期，按1700元/kwh 投資成本，在容量租賃300元/kw/年、調(diào)峰輔助補償價格0.5元/kwh情況下，項目稅前IRR達13%，已具備一定的經(jīng)濟性。

　　3.融資租賃業(yè)務(wù)開展方式

　　由于其自身行業(yè)特點，獨立儲能融資租賃業(yè)務(wù)開展模式與光伏、風(fēng)電電站等相似，即可針對其儲能設(shè)備直租或回租方式，在增信措施上可采取股權(quán)質(zhì)押、容量租賃收費權(quán)質(zhì)押、收費賬戶監(jiān)管等方式。

同時，在租賃物方面，電化學(xué)儲能電站主要以集裝箱艙體形式存在(包括電池艙、PCS艙等)，根據(jù)規(guī)模不同，一般選擇20英寸或40英寸標(biāo)準(zhǔn)集裝箱，隨著電池能量密度的提高，電池倉容量也在提升，目前一個40英寸標(biāo)準(zhǔn)箱容量約為3-4MWH（即一個50/100MWH獨立儲能項目，電池倉即為25個40英寸標(biāo)準(zhǔn)箱)。與光伏風(fēng)電光伏組件、風(fēng)機、塔筒等主要設(shè)備不易拆卸不同，獨立儲能艙體易于移動,因此其租賃物處置能力高于光伏、風(fēng)電電站項目。

　�。ǘ┕ど虡I(yè)儲能市場潛力巨大

　　我國表后儲能（即居民、工商業(yè)等用電方儲能，又稱小儲）市場以工商業(yè)儲能為主，包括應(yīng)用在智慧城市、工業(yè)園區(qū)、社區(qū)商圈、商業(yè)寫字樓等大型工商業(yè)高耗能單位。

　　以往工商業(yè)儲能主要用途為充當(dāng)后備電源應(yīng)急使用，自身經(jīng)濟性較弱，因此整體規(guī)模不高。但隨著我國電力改革逐步推進，2021年起工商業(yè)電價改革后，工商業(yè)電價波動頻繁，尖峰電價較之前提高較大，峰谷價差也開始逐漸拉大，在此背景下，工商業(yè)用戶裝配儲能的意愿發(fā)生轉(zhuǎn)變（工商業(yè)用戶若不裝配儲能，電費支出將成倍提高），以及隨著虛擬電廠完善，要求工商業(yè)用戶具有電力吞吐的能力，因此工商業(yè)配儲將成為工商業(yè)主的基本需求。

　　1.工商業(yè)儲能盈利模式

　　峰谷價差套利

　　現(xiàn)階段我國工商業(yè)儲能盈利模式主要為峰谷價差套利，即在用電低谷時利用低電價充電，在用電高峰時放電供給工商業(yè)用戶，降低企業(yè)用電成本。峰谷價差越大，工商業(yè)儲能的經(jīng)濟性愈加明顯。

　　隨著國家《關(guān)于進一步完善分時電價機制的通知》《關(guān)于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》等文件的出臺，我國電價峰谷價差逐漸加大。據(jù)CNESA統(tǒng)計，2021年之前，我國電價峰谷價差超過0.7元/kwh省份不足10個，而2023年上半年我國已有19個地區(qū)峰谷價差平均值超過0.7元/kwh。

　　目前峰谷價差拉大已經(jīng)成為趨勢，已有24個省份實施尖峰電價，且絕大多數(shù)省份日內(nèi)出現(xiàn)兩次高峰/尖峰。2023年7月執(zhí)行的分時電價，24個區(qū)域峰谷價差超過0.7元/kWh，其中，峰谷價差超過1元/kWh 的區(qū)域有8個。同時對于變壓器容量在315kVA及以上的大工業(yè)用電，我國采用兩部制電價，即需要繳納容量電價與電量電價，而工商業(yè)配儲后可抵消高峰負(fù)荷沖擊、減少變壓器出力，從而降低容量需求電費。

　　虛擬電廠

　　虛擬電廠是指通過分布式能源管理系統(tǒng)，將電網(wǎng)中的分布式電源、儲能等裝置聚合成一個虛擬的可控集合體，開展優(yōu)化運行控制和市場交易，是智能電網(wǎng)的重要方向，以及隨著分布式發(fā)電市場化交易（隔墻售電）逐步推廣，虛擬電廠將迎來發(fā)展機會。

工商業(yè)儲能是虛擬電廠的關(guān)鍵一環(huán)，工商業(yè)儲能由于容量較小，難以滿足買方的一次性調(diào)用需求量，其可通過虛擬電廠聚合方式參與電力現(xiàn)貨交易。

　　儲能工商業(yè)收益率測算

　　假設(shè)電池循環(huán)次數(shù)為6,000次，每日充放電2次，系統(tǒng)能源效率90%情況下，峰谷價差及建設(shè)成本為變量，由此可見，在1.5元/wh投資成本下， 0.70元/kwh的充放電價差即可帶來10.98%以上的IRR，隨儲能成本持續(xù)下降，儲能技術(shù)水平提升，峰谷價差進一步拉大，多因素將驅(qū)動工商業(yè)儲能IRR進一步提升。

　　2.未來市場需求較大

　　我國工商業(yè)儲能尚處于起步階段，根據(jù)CNSEA統(tǒng)計，截至2022年底，根據(jù)CNESA統(tǒng)計2022年我國工商業(yè)儲能占儲能市場規(guī)模為4.69%，遠(yuǎn)低于2022年全球水平34%。根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計，2022年我國全年工商業(yè)用電量7.3萬億千瓦時，折算單日單小時用電量833GWh，假設(shè)按10%用電量配置2h儲能，不考慮未來新增，市場空間達 228GWh。

　　其中分布式光伏配儲成為剛需。隨著分時電價的推廣，對于多數(shù)實行兩峰兩谷的省份，光伏發(fā)電與負(fù)載消耗存在時間上的錯配，以浙江省為例，日照最強的11-12點為其電價谷時（電價不到0.3元/度），而日落之后的19-21點為其峰時（電價高于1元/度），如果分布式光伏未加裝儲能系統(tǒng)，在光伏發(fā)電量超出負(fù)荷消耗能力時，多余電量以較低價格送入電網(wǎng)，導(dǎo)致其收益率受到較大影響；而分布式配儲后，可在正午低谷時段向電網(wǎng)低價購電，將光伏電量優(yōu)先向儲能系統(tǒng)充電，峰時再由儲能向負(fù)荷供電，對光伏發(fā)電實現(xiàn)削峰填谷，從而有效提升光伏自發(fā)自用率，降低用電成本。

　　近年來，我國分布式光伏發(fā)展迅速，由2016年光伏裝機占比12%逐步提升至2022年40%，截至2022年底，我國分布式光伏累計裝機為15,762萬千瓦，且分布式55%分布在峰谷價差較大的浙江、江蘇等華東區(qū)域。根據(jù)部分已公布分布式光伏配儲比例地方政策，配儲比例在15%-30%左右，即按照存量50%滲透率分布式光伏20%配儲比、容量時長2小時，未來將有近32GWh儲能規(guī)模。

　　3.融資租賃開展模式

　　目前工商業(yè)儲能主要為以下兩種模式：

　　業(yè)主自建模式：工商業(yè)主自行安裝儲能，自行承擔(dān)初始投資成本及每年的設(shè)備維護費用等。

　　合同能源管理模式：能源服務(wù)企業(yè)（或EPC商）獨立投資儲能設(shè)備，負(fù)責(zé)安裝、后期運維，以能源服務(wù)的形式提供給工商業(yè)主，與其按約定比例分享儲能帶來的收益，從而減輕了業(yè)主投資壓力，該模式下本質(zhì)上工商業(yè)儲能的EPCO 模式，即從電力設(shè)計、設(shè)備采購、建設(shè)到運維的一站式服務(wù)。

　針對業(yè)主自建模式，融資租賃公司可參照目前已經(jīng)成熟的的戶用光伏融資租賃產(chǎn)品，直接與業(yè)主開展經(jīng)營租賃或直接租賃等普惠或中小客群業(yè)務(wù)。

　　針對合同能源管理模式，融資租賃公司可選擇與有實力的合同能源服務(wù)方（或EPC商）合作，以合同能源服務(wù)方為承租人，開展融資租賃業(yè)務(wù)。

　　三、電化學(xué)儲能業(yè)務(wù)關(guān)注主要風(fēng)險

　�。ㄒ唬┰O(shè)備安全風(fēng)險

　　隨著電化學(xué)儲能電站規(guī)模化應(yīng)用的展開，儲能電站的安全運行壓力也在增加。鋰電池對工作環(huán)境要求較高，當(dāng)溫度過高時，會導(dǎo)致產(chǎn)生副反應(yīng)，從而引發(fā)火災(zāi)，因此電池質(zhì)量及溫控系統(tǒng)較為關(guān)鍵。同時，隨著儲能行業(yè)的快速興起，儲能系統(tǒng)集成領(lǐng)域吸引很多玩家進入，但儲能系統(tǒng)集成并非是簡單的將PCS、電池、集裝箱等部件拿過來“拼湊在一起”，需要一定技術(shù)門檻。

　　目前部分儲能項目為了節(jié)省成本，選擇價格低廉、質(zhì)量不佳的電池、溫控系統(tǒng)，以及不專業(yè)的系統(tǒng)集成商，因此會引發(fā)安全隱患，導(dǎo)致儲能電站安全問題時有發(fā)生，如2021年北京豐臺儲能電站大型火災(zāi)事故、2022年海南鶯歌海鹽場100MW儲能電池艙起火事故等。

　　因此開展電化學(xué)儲能業(yè)務(wù)時，建議選擇質(zhì)量有所保障的電池、溫控系統(tǒng)及經(jīng)驗成熟的系統(tǒng)集成商，整體電芯應(yīng)通過國標(biāo)的耐用測試。

　　（二）儲能系統(tǒng)利用率較低風(fēng)險

　　儲能項目的應(yīng)用場景和利用效率是影響經(jīng)濟性的關(guān)鍵因素，如果項目實際運營中充放電次數(shù)時間、調(diào)峰調(diào)頻天數(shù)無法達到預(yù)期水平，將對項目成本回收和經(jīng)濟性造成不利影響。而從實際運行來看，我國電化學(xué)儲能實際利用率并不高，根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計 2022電化學(xué)儲能項目平均等效利用系數(shù)僅12.2%，部分區(qū)域全年完全充放電次數(shù)過低。

　　建議結(jié)合當(dāng)?shù)卣撸x擇已公布對儲能項目全容量電網(wǎng)最低調(diào)用次數(shù)有明確約定的省份區(qū)域，以及關(guān)注項目所在區(qū)域儲能電站歷史天數(shù)，不建議開展年調(diào)度次數(shù)少于200天項目。

　�。ㄈ╉椖拷�(jīng)濟性不足風(fēng)險

　　當(dāng)前雖然電化學(xué)儲能運營體系逐漸成熟，但仍然處于行業(yè)發(fā)展起步階段，下游應(yīng)用端尚沒有形成統(tǒng)一或主流的盈利模式，影響項目經(jīng)濟性可變因素較多，包括電池成本、電池性能、發(fā)電深度等。

　　其中電芯及EPC價格決定其成本,電池循環(huán)次數(shù)決定其使用壽命，儲能時間及調(diào)用次數(shù)決定其收入，放電深度等決定其使用效率。如從成本構(gòu)成來看，隨著碳酸鋰價格下調(diào)，導(dǎo)致儲能系統(tǒng)主要電池成本降低，從而儲能系統(tǒng)成本已下降較大，根據(jù)北極星儲能網(wǎng)統(tǒng)計，我國儲能EPC中標(biāo)均價已有2023年初近3元/wh降至2023年6月底約1.5元/wh,但碳酸鋰價格波動較大，不排除未來再次反彈風(fēng)險。如從電網(wǎng)調(diào)用情況來看，部分省份仍較難實現(xiàn)每日兩次調(diào)用、實際調(diào)用天數(shù)偏低，導(dǎo)致經(jīng)濟性較差。

　　總體來看，建議擇優(yōu)電池循環(huán)次數(shù)在6,000次以上，每日兩充每次時間不低于2h,儲能系統(tǒng)成本不高于1.7元/wh,放電深度不低于75%，能量轉(zhuǎn)換率在90%以上的項目。

　�。ㄋ模┱唢L(fēng)險

　　儲能市場規(guī)模及市場需求受政策因素影響較大，如電源側(cè)配儲比例及時長、電力輔助服務(wù)價格、行業(yè)準(zhǔn)入門檻等與各地政策有著密切關(guān)系。

　　目前國家及地方電化學(xué)儲能政策有待于進一步完善，如部分省份公布的政策是征求意見稿或暫行條例，沒有長效機制；部分省份沒有制定具體實施細(xì)則及配套制度，政策執(zhí)行性不強；各地區(qū)具體政策差別較大，沒有系統(tǒng)性全國統(tǒng)一政策。

　　因此開展儲能業(yè)務(wù)時應(yīng)重點關(guān)注當(dāng)?shù)叵嚓P(guān)政策，規(guī)避政策風(fēng)險，利用政策優(yōu)勢，如當(dāng)前很多省份都會公布其省級年度示范項目，且對示范項目將給予額外的政策及補貼上支持，2023年6月國家能源局也正式開展新型儲能試點示范工作申報，因此建議重點開展與儲能示范項目合作。