我国最大的分布式储能项目近日在陕西瑞安投产，覆盖七县区 130 个乡村，包括 149 套台区分布式储能设备，总容量达 29986 千瓦时。满电情况下，可同时满足 3000 户普通家庭一天的用电量。

储能就像一座调节水库。当电力供应充足时，储能系统就像水库蓄水；当电力需求高峰时，储能系统就像水库放水，以满足用户需求。

储能是一个万亿级风口，各地都在纷纷加码布局。

新型储能技术更新迭代，市场前景广阔，政策萍乡支持，但面临一个核心问题：“新型储能仍在商业化初期，商业模式不够清晰。”

南网储能曾公开表示：“新型储能还会出现过剩问题吗？”行业人士担忧，商业模式尚未打通，各地却在加快上马，新型储能是否会重蹈光伏的覆辙。

“新型储能”概念火爆异常。

新型储能包括机械储能、电化学储能和电磁储能，目前国内以电化学储能为主。它的作用类似于大型“充电宝”，可平衡电网供需关系。

新型储能的应用场景主要分为用户侧、发电侧和电网侧。

用户侧储能：安装在家庭或企业内部，在电价低时储存电能，在电价高时用电，以降低电费。

发电侧储能：安装在发电站附近，储存过剩电能或在发电不足时提供电能。

电网侧储能：安装在电网关键节点，为电网提供频率调节等辅助服务，提高电网稳定性和可靠性。

农村用户侧储能尤其重要，可极大缓解村民用电难题。

台区储能微电网可在白天光伏发电时储存富余电量，或在不同台区间消纳电量；夜晚用电高峰时，储能系统供电，削峰填谷，保障多区域村民用电需求。

在早期新能源配储政策推动下，宁夏、新疆、甘肃和青海的储能电站规模领先全国。广西、广东、山东、四川和湖北等地也纷纷设定 2025 年目标：新型储能装机 2GW 以上。

国家能源局数据显示，截至 2023 年，我国已瑞安投运的新型储能项目累计装机规模达 31.39GW/66.87GWh。

其中，新增新型储能装机规模约 2260 万千瓦，同比增长超 260%。

31.39GW/66.87GWh 的概念是什么？如果所有设备同时工作 2 小时，可充满 6687 万度电，相当于 16750 户家庭一年的用电量。

陕西也在发力储能建设。

根据陕西“十四五”新型储能规划布局，陕北榆林和延安地区的装机规模为 1.4GW，关中铜川、渭南、宝鸡和咸阳等市装机规模为 1.2GW。

陕西省近期出台的《陕西省新型储能发展实施方案（2024-2025年）》旨在推进新型储能产业发展，重点布局在富集新能源的陕北和关中渭河以北区域，并促进多场景应用。计划到2025年，并网新型储能总规模达到2GW以上。

尽管新型储能概念火热，但市场验证还需要时间。陕西省能源局表示，当前陕西尚未强制新能源配储，而是倡导发展电网侧独立储能，通过市场化运作推动行业进步。

在新型储能产业链条中，陕西市场主体力量发展情况如何？从产业链来看，储能企业可细分为上游电池原材料和生产设备厂商、中游电池组、电池管理系统、能量管理系统、储能变流器等零部件生产企业，以及下游的储能系统集成商。

企查查数据截至2024年4月22日显示，全国涉及储能业务的企业超过17万家，其中广东、江苏、浙江三省位居前列，总量占比近三成。广东省新型储能产业已处于领先地位，广州、深圳等城市形成了明确的产业链分工。

陕西省共有相关企业4225家，数量占比全国2.47%，处于中等水平。据一位本地新能源企业技术负责人透露，西北地区储能产业发展相对缓慢，陕西大型储能设备投入较少。随着省级政策颁布，预计将吸引更多企业涌入，届时核心技术和产能部署能力将成为竞争关键。

西安已聚集了一批储能企业，如奇点能源、特变电工西安电气、领充新能源等，涉及储能系统、逆变器和工商业储能等领域。

对于储能行业，商业模式的探索至关重要。目前，常见的运营模式有容量租赁、容量补偿、峰谷价差套利和电力辅助服务。容量租赁是指储能电站为风电、光伏电站提供容量租赁服务；容量补偿是指电网为保证用电高峰时充足电力供应而支付的补偿；峰谷价差套利是指利用电力峰谷价差进行套利；电力辅助服务是指储能电站参与电网频率稳定的辅助服务，获取电网服务费。

本土新能源企业指出，陕西储能行业当前主要以容量租赁和容量补偿为商业模式，而峰谷电价套利和电力辅助服务等盈利方式尚不成熟。

他们认为，如果鼓励新能源企业通过容量租赁形成共享储能生态机制，并支持独立储能参与电力辅助服务，储能市场将更加活跃。

随着新型储能技术快速迭代和应用场景不断拓展，储能行业已进入全新发展阶段。在此背景下，需要政策层面进一步疏通行业堵点，消除发展障碍。

业内普遍认同，充分利用独立储能模式将有利于陕西储能市场机制加速成熟。这是因为，与综合储能系统相比，独立储能模式似乎更“灵活高效”。

具体而言，综合储能是指将储能设备与电网、发电站或其他系统紧密结合，形成统一协调运作的系统。这种系统通常装机规模较大，能够存储更多能量，并且可以快速响应电网需求。但如果政策支持和市场需求反应不及时，就会导致系统运营效率低下。

独立储能则不同，它作为一个独立的商业实体，不依赖于特定的能源系统或电网，可以独立进行能量充放，具有较高的灵活性和自主性。独立储能电站也面临着商业模式上的痛点。

首先是收益与成本之间的错配。根据浙商证券研究所的一份报告，建设一座100MW/200MWh规模的独立储能电站，初始项目投入为4亿元。但通过峰谷价差套利、容量租赁、容量补偿每年获得的收入仅为6150万元。扣除运营成本和电池容量损耗带来的换新支出后，在其16年的使用寿命周期中，内部收益率（IRR）仅为6.6%。

市场机制不健全、盈利模式单一也是亟待解决的问题。尽管《方案》明确提出鼓励完善价格机制、共享租赁等市场化运营机制，但却没有给出涉及独立储能电站前期建设、运营成本等细节的具体政策。

随着国内最大的分布式储能项目竣工投运，时间将给出答案。那些拥抱模式创新的企业和城市终将站上这个万亿产业的风口。