一、新型储能技术导则年内将至能源局直指“建而不用”堵点

储能有望迎来又一重要指导文件。12月1日，在第七届中国储能西部论坛上，国家能源局能源节约与科技装备司副司长刘亚芳表示，近期国家能源局正在组织研究编制大型风光基地及送出配套新型储能的技术导则。下一步，将结合各方面的反馈意见修改完善后，争取年内印发，为各地提供指导和支持。同时，刘亚芳提出，要切实加强新型储能调度运用，提高已建成新型储能设施的利用率。“国家能源局高度关注近期舆论反映的新型储能设施利用率低，尤其是要求新能源项目配件储能却很少调用，甚至不调用的问题。”针对这一问题，她对各机构单位也提出了相应的措施方向

1.各有关地方政府全面调查分析原因，分门别类尽快化解建而不用的矛盾；2.相关电网企业加快完善储能设施并网技术和管理规范；3.电力调控机构要加快完善储能调度管理制度，优化系统运行方式，积极探索建立新型储能新能源加储能一体化调度机制

4.电力市场建设主管单位要及时调整丰腴交易品种、优化市场交易规则，调动各类市场主体的积极性，为新型储能参与电力市场扫清障碍，使新型储能通过技术性能的多元价值而获得合理的市场回报成为可能。值得注意的是，针对刘亚芳提及的第4点中的“新型储能参与电力市场”，近期刚刚有重磅文件发布——就在上周五(11月25日)，国家能源局综合司已就《电力现货市场基本规则(征求意见稿)》、《电力现货市场监管办法(征求意见稿)》公开征求意见。文件明确了电力现货市场建设主要任务，也就市场成员、市场构成与价格、现货市场运营等作出细则性规定。《基本规则》提出的电力现货市场近期建设主要任务中，包括“推动储能、分布式发电、负荷聚合商、虚拟电厂和新能源微电网等新兴市场主体参与交易”；同时，《监管办法》提出，储能等纳入电力调度机构调度管辖范围的市场主体。随着储能参与现货市场的地位得到确认。中泰证券指出，新能源发电量占比持续提升背景下，工商业用电峰谷价差有望进一步拉大，提升工商业储能盈利能力和装机意愿。另据数据显示，截至今年Q3，我国已投运电力储能项目累计装机规模50.3GW，同比增长36%。新型储能项目累计装机规模6663.4MW，同比增长78%。另外，今年前三季度，我国新增投运新型储能项目装机规模933.8MW/1911.0MWh，功率规模同比增长113%，新增规划、在建新型储能项目规模73.3GW/177.0GWh。中关村储能产业技术联盟11月25日指出，虽然实际装机规模与市场预期不符，但是大多数项目的投产期都集中在四季度，特别是年底，届时装机规模一定会有大幅提升——换言之，年底或将出现“抢装潮”。综合多家券商报告，产业链中六大环节有望受益：(1)电池：包括锂电池、钠电池、钒电池等，具备性能成本优势、销售渠道及技术实力的企业有望受益，包括宁德时代、比亚迪、鹏辉能源、派能科技、国轩高科等；(2)逆变器：PCS与光伏逆变器技术同源性强，且用户侧储能与户用逆变器销售渠道较为一致，包括阳光电源、锦浪科技、固德威、德业股份、科华数据等；(3)储能系统集成：在系统优化、效率管理、成本管控以及应用经验具备竞争优势的供应商有望受益；(4)高压级联：国内风光配储政策力度加强，大容量储能项目有望加速建设，高压级联技术有望迎来机遇，新风光、金盘科技等已布局；(5)温控：受益于液冷渗透率提升，温控系统有望迎来量价齐升，相关公司包括英维克、同飞股份等；(6)消防：新国标出台在即，储能消防环节即将规范化发展，相关公司包括青鸟消防、国安达等。

二、Buff拉满!晶科科技瞄准发力新型储能万亿赛道

储能产业正迎来前所未有的市场扩张，伴随全球能源转型与碳减排目标的深入推进。截至2023年底，全国新型储能项目累计装机规模达到3139万千瓦/6687万千瓦时，平均储能时长为2.1小时。2023年新增装机规模约2260万千瓦/4870万千瓦时，较2022年底增长超过260%，接近十年前装机规模的10倍。

为推动新型储能规模化、产业化、市场化发展，晶科科技积极布局储能业务，聚焦储能产业爆发性发展先机。公司电网侧储能和用户侧储能业务在多地展开。自2022年解锁首个新型储能项目以来，晶科科技与腾讯、远东电缆、福斯特等知名企业开展储能及光储一体化项目开发合作。在电网侧，公司已落地甘肃金塔县晶曦280MW/560MWh储能电站一期项目和浙江建德市50MW/100MWh储能电站一期项目等。在用户侧，公司陆续投资了浙江海宁10MW/20MWh用户侧储能项目、浙江绍兴雅泰1MW/2.15MWh用户侧储能项目等。

同时，晶科科技旗下晶科慧能作为综合能源服务商，在四川、江西、浙江区域注册成为负荷聚合商，为新型储能项目提供专业的运营服务。

在电网侧储能方面，甘肃金塔县晶曦280MW/560MWh储能电站一期100MW/200MWh项目于2023年7月成功并网。项目采用户外预制舱式布置，全站分为两个区域，升压站区和储能区。项目盈利通过容量租赁和参与电力交易，确保储能电站产生良好收益。浙江建德市50MW/100MWh电网侧电化学储能电站一期项目于2024年5月成功并网，主要服务于建德市电网调峰、需求侧响应、电力现货市场交易以及新能源电站储能租赁。

在用户侧储能方面，浙江海宁10MW/20MWh用户侧储能项目于2022年8月并网，成为浙江省首个大型商业储能项目，入选《浙江省新型储能示范项目》。项目采用能量型电池组作为储能元件，有效降低客户用电峰值负荷，产生巨大的经济效益。浙江绍兴雅泰1MW/2.15MWh用户侧储能项目于2023年11月并网投运，助力医药企业实现用电升级，每年可为企业节省电费约30万元，并参与当地电力辅助服务市场，实现更多收益。

晶科科技根据不同应用场景，为各类客户提供针对性的储能系统解决方案，包括电力储能系统集成方案、工商业储能系统集成方案、户用储能系统等，满足辅助新能源并网、调频调峰、需求侧响应、微电网等需求。未来，晶科科技将继续聚焦“双碳”目标，借助政策东风，利用前沿技术赋能创新储能科学配置和调度运用，积极赋能“光伏+”的多元化应用场景，为社会经济发展提供可靠绿色电能，推动我国新型能源体系和新型电力系统建设。

三、储能企业的盈利模式是什么 储能企业为何赚钱难

一、储能企业的盈利模式是什么

1、峰谷套利

最基础的收益在于用户在负荷低谷时，利用较便宜的谷电价对储能电池进行充电，在负荷高峰时，通过储能电池向负荷供电，实现峰值负荷的转移，从而从峰谷电价中获取收益。

2、新能源消纳

配置储能系统后，光伏电量将优先存储在储能系统中，余电供应负荷，待光伏电量不足时，由储能向负荷供电，通过储能系统平滑发电量和用电量，提升光伏发电的消纳率，最大程度上实现用电利益最大化。

3、配电增容

当用户原有配电容量不足时，储能系统在短期用电功率大于变压器容量时，可以继续快速充电，满足负荷电能需量要求。这有助于降低变压器使用成本、减少变压器投资及扩容周期。

4、容量管理

储能企业利用储能系统在用电低谷时储能，在用电高峰时放电，从而降低用户的尖峰功率以及最大需量，使企业用电功率曲线更加平滑，降低企业在高峰时的最大需量功率，起到降低容量电价的作用。

5、需求侧响应

电力需求响应是指企业在电力用电紧张时，主动减少用电，通过削峰等方式，响应供电平衡，并由此获得经济补偿。

6、电力辅助服务

需求响应是利用政府资金或电网营销费用，而电力辅助服务则是参与发电侧市场交易，资金来源不同。

7、电力现货交易

《LYUAV SERVICE 家庭储能电池组(Home energy storage battery packs)》