盡管政策激勵推動了儲能市場的快速增長，但發電側配儲的商業模式似乎并未走通。根據中電聯《新能源配儲能運行情況調研報告》顯示，發電側配儲的裝機占比達到了48.4%，但等效利用系數僅為6.1%。反觀用戶側儲能，最低的裝機占比實現了最高的等效利用率。隨著工商業目錄電價取消以及峰谷時段的調整，分布式儲能峰谷套利價差空間逐漸增大，越來越多的企業將節能方案瞄向儲能。
分布式儲能經濟性凸顯
自去年以來，光伏配儲逐漸從市場化項目拓展到保障性項目，且配儲比例也在不斷升高，從10%到20%，個別較高的省份已經達到40%左右。強制配儲似乎帶來了儲能市場的繁榮，但對新能源投資商而言卻“談儲色變”。
有投資商表示，地面光伏配儲的主要收益來于調峰服務，但各省調峰補貼并不一致，高的可以達到0.7元/kWh左右，低的僅有0.25元/kWh。華北電力大學相關專家指出，儲能電池全生命周期的度電儲存成本盡管已下降到0.5~0.6元/kWh，但大部分的調峰補償價格都比這個數字要低。“我去基層了解儲能項目運行的實際情況，由于缺乏經濟性，大部分儲能項目都寧可趴著曬太陽，也不愿意調用來參與調峰。”
相比于發電側儲能，分布式端用戶側儲能的經濟性則逐漸顯現。近年來，分布式光伏新增占比快速增加之下，電網開始通過峰谷時段的調整來促進新能源消納并對負荷進行轉移以平滑發電曲線。
例如，山東、河南、河北等地都對峰谷時段進行了調整，近日，江蘇、四川、重慶、山西、貴州、廣西等多地則已經開始執行新的峰谷電價或發布了峰谷電價調整文件。
峰谷電價的調整給了分布式儲能更大的套利空間，浙江、湖南、湖北、上海、安徽、廣東、海南等多省市已可滿足工商業儲能每天兩充兩放。根據相關數據顯示，今年6月國網區域峰谷價差超0.7元/kWh的區域15個，近5成的區域峰谷價差同比增長。
以浙江為例，浙江每天兩充兩放，兩個谷充峰放都是0.948元，綜合度電每天充放收益1.896。兩次充電均在谷時，兩次放電分別在尖峰段及高峰段，測得投資回收周期約為4.75年。
就國內儲能市場而言，分布式儲能或許會先一步舉起市場化“大旗”。成立于2014年的傲普能源科技是聯盛新能源集團旗下的工商業儲能產品研發制造版塊，歷經多年研發積累，現擁有超過300項國家級發明專利與產業鏈自主知識產權轉化能力。作為儲能市場的深度參與者，傲普能源科技總經理姜文杰告訴光伏們，目前用戶側儲能全國有半數地區已經具備一定的經濟性。
“以清遠廣碩項目為例，規模為6MWh，設定每日兩充兩放，用戶峰時用電量降低約四分之一。項目所在地峰谷價差約為0.8元，峰平價差約為0.43元，總削峰填谷收益及節省電費可達3220余萬元，平均每年節省電費161萬元，不考慮與業主分成的情況，項目回收期僅五年”，姜文杰補充道，“在疊加度電補貼需求側響應政策，以及工業節能的分成比例，項目收益還會更加可觀。”
從光到儲，用能解決方案是核心
峰谷電價調整導致部分省份的分布式光伏項目收益大幅下滑，而儲能經濟性的凸顯使得工廠業主將節能方案瞄向儲能，部分分布式投資商更是積極跟進儲能賽道，大力開拓分布式儲能業務，由此也使得分布式儲能市場漸漸火爆開來。
“之前很多以分布式光伏業務為主的開發商現在正在切換到分布式儲能業務，盡管業務不同，但實際的開發渠道其實是可以共用的，且最終所要達成的效果也是一致的，就是幫助業主找到最經濟的用能解決方案。”姜文杰介紹到，“傲普能源科技是聯盛旗下的儲能業務公司，之前的分布式光伏基因為傲普打下了堅實的基礎，無論是光儲一體、還是獨立儲能，傲普都能通過以往海量的項目經驗，從產品、系統到經濟性給出更貼合企業用能習慣的最優方案。”
據了解，傲普近年來在用戶側以及發電側均有大量儲能項目落地。例如發電側的豐鎮熱電儲能調頻項目9MW/4.5MWh，是蒙能AGC儲能調頻項目，自2018年8月項目正式投運以來，系統大幅度提高發電機組AGC調頻水平，使其成為蒙西電網最優質的調頻電源之一，贏得了業主以及電網的高度評價。
用戶側則先后為濮陽龍豐紙業用戶側儲能項目5MW/14.9MWh、清遠廣碩鞋業3MW/6MWH儲能項目、上海萬國數據中心節能項目2.5MW/7.5MWH、河南焦作吳華宇航化工用戶側儲能項目120MW/240MWH提供了多種儲能產品以及相關服務。
在姜文杰看來，光儲一體既聯合又相互獨立，儲能系統本身并不依附于新能源設施，二者是聯合還是獨立，主要取決于具體的需求場景及效益效率。但從項目建設條件而言，儲能系統的限制是少于光伏的。“光伏需要看企業資信、考察屋頂條件、占地面積廣，儲能相對而言則是以經濟性為主，其他的邊界條件沒有光伏嚴苛。”
盡管儲能商業化時間仍較短，投資風險仍未得到充分驗證，但在傲普看來，總要有企業站出來用穩定、經濟、可靠的產品以及方案去加速儲能全面走向商業化，打通新能源實現碳中和的最后“一公里”。
來源：光伏們
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