储能即将迈入一个全新的发展阶段，这其中有很大的机遇。我们都知道，储能在此前已经经历了一波发展，市场上也已有相关体现。不过，之前的储能大多处于 “建而未用” 的状态，这是因为在使用环节尚未实现市场化。

此前，储能的用途主要是应对新能源发电所带来的冲击，而电网在过去可依靠火电、核电的容量来进行调节。然而，随着新能源在能源结构中所占比例的不断攀升，这种调节方式已经难以满足需求。

此轮电力市场改革，将为储能进入实质性应用开辟两个关键领域。

首先是电容量市场，也就是我们常说的电价市场。储能电站能够借助市场形成的峰谷价差来实现套利。当峰谷价差超过 7 毛钱时，储能电厂的收益率便可达到 4% 以上，这是一个基本的收益水平。可以预见，电力市场改革之后，峰谷差价必然会进一步拉大，这无疑会极大地提升储能电站的收益。

其次是由新能源的波动性对电网造成冲击，进而催生的调频、调峰和备用等辅助服务市场。

2023 年，我国新能源发电占比为 15.5%，据能源局预测，2024 年这一比例将达到 17%，到 2030 年更会升至 40%。新能源发电的比重越高，其波动性就越强。2023 年国家电网的日间波动达到 3 亿千瓦，占负荷端的比重为 22%，而我国新型储能的容量仅为 3500 万千瓦，约占 3 亿千瓦的 10% 多一点。并且在这 3500 万千瓦当中，仅有约 50% 投入运营，且投运后的利用率还不到 10%，可见新型储能所贡献的调节能力相当有限。

但随着新能源发电比例的逐渐提高，必然要依赖新型储能。因为用于调节电网的传统方式 —— 火电，在 2025 年之后将不允许再扩容；水电虽是一种很好的调节方式，但受地理位置和建设工期的限制，其增长空间极为有限。

因此，储能市场必将迎来新的发展契机。从上游来看，以锂电为代表的电化学储能产业链必然会保持较快的增长速度，其中涵盖电池企业、PCS 企业、BMS 企业、EMS 企业等。从中游角度而言，已经在建和投运的储能电站将成为电力市场改革的首批受益者。从 2022 年到 2024 年第 一季度，我国电力领域的五大六小发电集团，即五大发电集团（国家储能集团、国家电投集团、中国华能、中国电力和中国大唐）以及六小发电集团（三峡集团、中广核、中核、中节能、华润电力和国投电力），他们建设了超过 55% 的储能电站，这些集团将率先受益。同时，由于他们作为国家队，在并网发电方面也会更加顺利。

2024 年 4 月，能源部发布了一则通知，名为《促进新型储能电站并网和调度运用》，其中提到要公平并无歧视地促进独立储能电站并网接入，这也为我们社会资本参与的独立电站带来了新的机遇。

另外，用户侧的工商储和户储也是一个潜在的机会。我国工商储的占比极低，不到 5%，户储几乎为零，这也从侧面反映出我国尚未形成一个能够给予合理峰谷价差的成熟市场。以德国为例，其储能市场中户储占比超过 80%，盈利模式非常简单，就是通过峰谷价差套利。所以，电力市场改革必将推动我国工商业储和户储的发展。

综上所述，从这三个方面来看，储能市场极具发展潜力，值得我们给予高度关注。今年 4 月份发改委发布的 20 号令，即电力市场运行规则的新版本，而上一版本还是 19 年前的 2005 年。电力市场的改革将会加速推进，在某种程度上这是新能源发展倒逼的结果，我们很快就能看到改革所带来的成效。