电化学储能是指利用化学元素（通常为电池）做储能介质，将化学能转化成电能的储能技术。电化学储能属于新型储能（新型储能指的是除抽水蓄能以外的新型储能技术）。根据统计，我国95%以上为新型储能为电化学储能，可以说电化学储能是我国新型储能的“代名词”。相较于抽水蓄能等传统储能技术，电化学储能具有选址便捷、建设期短、调节灵活等优势，能够为电力系统带来更佳的平衡性、支撑性及调控性。

　　一、行业最新发展情况及趋势

　　（一）电化学储能装机规模快速增长

　　在2020年之前，我国新型储能即电化学储能规模较小，每年新增规模有限，累计装机一直未能超过2GW。而自2020年起，随着电池技术进步以及政策与需求推动下，其装机量开始迅速增长，累计装机量由2019年底1.71GW上升至2022年底13.1GW，其中2022年全年新增装机7.37GW已超过往十年总和，因此2022年也被外界认为是新型储能元年。2023年仍在延续该爆发式增长趋势，据国家能源局统计，2023年上半年新型储能1-6月新投运的整体规模约8.63GW/17.7GWh,已超过2022年全年新增规模。储能权威机构CNESA预测，2023年新型储能新增装机将达到15至20GW，即较去年增长2-3倍。

　　同时新型储能在储能装机占比方面也在不断提高，虽然我国储能仍以抽水蓄能为主，但据CNESA统计，我国新型储能装机占比已由2018年底4.2%上升至2023年6月底30%，以锂电池储能为代表的电化学储能在新型储能中占有绝对的份额。自2022年起在新增规模上，我国新型储能已超过抽水蓄能。可见我国电化学储能已从培育期进入快速发展期，未来市场前景广阔。

　　（二）利好政策频出助力电化学储能驶入快车道

　　产业政策是我国储能产业发展的重要驱动力。自储能行业被我国“十三五”正式列为战略新兴产业后，该行业得到国家全周期的顶层设计支持，政策环境持续向好。

　　2021年国家发改委及能源局发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，首次明确了电化学储能在内的新型储能市场主体地位及其产业推动作用，并明确提出2025年装机规模达到30GW发展目标。“十四五”开年以来，在“双碳”目标引领下，我国陆续出台了一系列产业扶持政策，这些政策确立了储能产业的阶段性目标，推动新型储能规模化、产业化和市场化发展。其中，新能源发电配储政策成为我国储能装机快速增长的主要推动力之一。2021年，国家发改委及国家能源局发布了《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》：鼓励发电企业参与调峰（储能）资源建设，确定超过20%以上挂钩比例进行配建发电项目的优先并网原则；自2021年起各省也纷纷公布配储政策，配储比例普遍为装机容量的5%-25%，配储时长普遍在2-4小时；同时，大部分省份也纷纷公布了自身十四五新型储能发展规模，其中光伏风电资源丰富的青海、甘肃、山西等省份计划装机规模较大，具体情况如下表：

　　此外，政策也在推动储能商业模式探索。国家层面多项政策提高独立储能经济性及鼓励新型储能与所属电源联合参与电力市场等；地方层面，各省依据自身情况探索推进辅助服务市场、电力现货市场建设、容量租赁与容量补偿模式，逐步推进储能商业模式。

　　（三）我国能源结构调整带动储能需求

　　随着可再生能源装机规模逐步扩大，我国能源结构转型加速，从以火电为主向清洁、高效的多元化能源体系转变，且成果显著：近十年来我国风电及光伏装机合计占比由2011年不足5%上升至2022年近30%。

　　但随着风电、光伏装机量的增长，其自身发电波动性和间歇性等问题日益显著，对电力系统的实时平衡带来较大影响，并引发了弃风、弃光等现象，因此储能作为重要的调节资源用于保障电力供应稳定和电力系统安全，成为电力系统运营刚需与基本配置。但传统抽水蓄能对依地理条件依赖性及局限性较大，新型储能由于其自身优势不仅能够平抑新能源并网的波动性，提升接纳新能源能力，还能对新能源发电较差的调频能力予以弥补，因此电化学储能成为新能源配储的主要力量。

　　根据“双碳”整体战略规划，风电、光伏等清洁能源成为电力供应核心的能源结构已成明确趋势，因此新型储能发展前景广阔：按照国家十四五可再生能源发展规划，至2030年我国风电、太阳能发电总装机容量应达到12亿千瓦以上，如按10%配储比例计算，风光新型配储约为120GW，可见其市场规模巨大。

　　二、电化学储能融资租赁业务开展建议及分析

　　电化学储能巨大的市场容量为融资租赁业带来了历史性机遇，同时储能做为国家支持的绿色产业，开展储能业务也能提升融资租赁公司ESG投资规模，既符合监管要求，也是融资租赁公司践行其自身社会责任体现。

　　另一方面，融资租赁也是适合新型储能现阶段发展的金融产品。首先，电化学储能正进入加速成长阶段，该产业固定资产尤其是设备资产投资占比较高，设备采购需求较为旺盛、且电池及电池仓等主流设备具有良好的流转性及处置价值；其次，新型储能涉及产业链较宽（包括电池、PCS、系统集成等多个领域），且大多为重资产型行业，尤其是其终端独立、工商业储能等项目与已广泛开展新能源电站融资租赁业务模式相似，因此有成熟的融资租赁产品及运营经验借鉴；此外作为新兴蓝海产业需要长期资金支持，而融资租赁期限长、相对银行在效率及增信方式具有一定优势，相对股权融资不用让渡股权及控制权，还款方式灵活，在一定程度上减轻了企业资金压力。

　　在此背景下，对于电化学储能业务开展建议关注独立储能与工商业储能两大市场，具体分析如下：

　　（一）独立储能有望成为融资租赁储能业务主战场

　　独立储能属于表前储能（安装于用户侧电表外的储能系统，主要为电源侧、电网侧的储能系统，又称“大储”），表前储能根据并网主体不同，分为新能源配储（依托于新能源场站存在，并网主体为新能源发电项目，自身无收益）与独立储能（以独立身份直接与电力调度机构签订并网调度协议的项目，具有一定收益模式）。

　　1.独立储能已形成一定规模

　　以往新能源配储只是作为新能源电站成本项，只有投资没有直接收益，因此储能设施投建积极性不高。而独立储能将零散的新能源侧配建储能转为建设集中的大规模独立储能电站的形式，从而减轻了新能源企业的配储负担，又便于电网统一调度。2022年6月，国家发改委及国家能源局联合发文《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，提出鼓励新型储能做为独立储能参与电力市场，鼓励新能源企业“先租后建”，满足新能源配储要求，并规定独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，进一步提升了独立储能的经济性。而自2022年以来，各省相继出台支持独立储能业务发展的政策。

　　自从2020年首个商业化运行的上海电气格尔木闵行储能电站（32MW/64MWh）投运以来，我国独立储能如雨后春笋般遍地兴起，据长城证券统计，2022年独立储能并网投运+启动项目总规模达16.5GW/35GWh，独立储能当年中标储能项目规模比例高达55%。

　　2.盈利模式较为清晰

　　随着独立储能规模扩大，其盈利模式也日渐清晰，从目前来看，独立储能收入主要来自于四个方面，即容量租赁、调频调峰辅助服务收益、现货交易、容量补偿。

　　容量租赁是指独储项目为其附近的风电、光伏等新能源电站提供一定容量的租赁服务，独立储能电站获得租金，而新能源发电端可通过租赁获得配置储能容量，避免自建储能增加资产投入，并满足各省政策对于配储比例要求。目前很多省份鼓励新能源发电企业与独立储能项目签署10年以上长期租期协议，如河南省规定租赁独立储能项目签订10年以上长期租赁协议的，同等条件下优先纳入电网。

　　目前容量租赁多为市场化行为，租赁费用没有统一标准，各省政策并没有强制定价（个别省份会公布参考定价），各独立储能项目根据辅助收益、地方政策、上游客户不同，租赁费用价差较大，从200-400元/kw/年不等。

　　电网辅助服务是指独立储能电站参与当地电网辅助服务而获得收益，主要是指为保障电网稳定性提供的调频调峰服务，是各电力市场参与主体获得额外收益的主要渠道之一。2021年国家能源局发布《电力并网运行管理规定》和《电力辅助服务管理办法》已明确储能可作为独立市场主体参与辅助服务交易。

　　目前调频仅在山西等个别省份应用，而调峰开展辅助服务省份较多，根据各省出台政策不同，调峰价格也有所不同，如青海省储能调峰补偿标准为0.5元/kWh，宁夏省2022、2023年度储能试点项目的调峰服务补偿价格为0.8元/kWh。

　　电力现货交易利用电网峰谷时间段上网电价的不同进行套利，虽然同样是在负荷低谷时充电，在负荷高峰时放电，利用削峰填谷赚取价差，但与辅助服务为电网被动调用不同，电力现货交易则是主动进入电力现货市场，因此该业务是在我国“8+6”两批电力现货试点省份中开展，目前山东、山西、甘肃制定了储能参与现货市场的细则。

　　容量补偿是指通过对单位容量补偿标准和各发电机组可补偿容量的核算，实现对发电容量成本的合理补偿，实际上是按容量给予独立储能电站的补贴。其中容量补偿仅在山东、浙江、甘肃等省份施行，目前推广度不高。

　　根据各省政策不同，目前国内储能电站较为典型的收益模式包括：容量租赁+调峰 辅助服务（绝大部分省份）；容量租赁+现货市场+容量补偿（山东）；容量租赁+现货市场+一次调频（山西）。

　　独立储能收益率测算

　容量租赁及调峰辅助收入为现阶段独立储能目前主流也是最为稳定的收益模式。根据测算，按6,000次循环次数，每天调用2次，即约8年生命周期，按1700元/kwh 投资成本，在容量租赁300元/kw/年、调峰辅助补偿价格0.5元/kwh情况下，项目税前IRR达13%，已具备一定的经济性。

　　3.融资租赁业务开展方式

　　由于其自身行业特点，独立储能融资租赁业务开展模式与光伏、风电电站等相似，即可针对其储能设备直租或回租方式，在增信措施上可采取股权质押、容量租赁收费权质押、收费账户监管等方式。

同时，在租赁物方面，电化学储能电站主要以集装箱舱体形式存在(包括电池舱、PCS舱等)，根据规模不同，一般选择20英寸或40英寸标准集装箱，随着电池能量密度的提高，电池仓容量也在提升，目前一个40英寸标准箱容量约为3-4MWH（即一个50/100MWH独立储能项目，电池仓即为25个40英寸标准箱)。与光伏风电光伏组件、风机、塔筒等主要设备不易拆卸不同，独立储能舱体易于移动,因此其租赁物处置能力高于光伏、风电电站项目。

　　（二）工商业储能市场潜力巨大

　　我国表后储能（即居民、工商业等用电方储能，又称小储）市场以工商业储能为主，包括应用在智慧城市、工业园区、社区商圈、商业写字楼等大型工商业高耗能单位。

　　以往工商业储能主要用途为充当后备电源应急使用，自身经济性较弱，因此整体规模不高。但随着我国电力改革逐步推进，2021年起工商业电价改革后，工商业电价波动频繁，尖峰电价较之前提高较大，峰谷价差也开始逐渐拉大，在此背景下，工商业用户装配储能的意愿发生转变（工商业用户若不装配储能，电费支出将成倍提高），以及随着虚拟电厂完善，要求工商业用户具有电力吞吐的能力，因此工商业配储将成为工商业主的基本需求。

　　1.工商业储能盈利模式

　　峰谷价差套利

　　现阶段我国工商业储能盈利模式主要为峰谷价差套利，即在用电低谷时利用低电价充电，在用电高峰时放电供给工商业用户，降低企业用电成本。峰谷价差越大，工商业储能的经济性愈加明显。

　　随着国家《关于进一步完善分时电价机制的通知》《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》等文件的出台，我国电价峰谷价差逐渐加大。据CNESA统计，2021年之前，我国电价峰谷价差超过0.7元/kwh省份不足10个，而2023年上半年我国已有19个地区峰谷价差平均值超过0.7元/kwh。

　　目前峰谷价差拉大已经成为趋势，已有24个省份实施尖峰电价，且绝大多数省份日内出现两次高峰/尖峰。2023年7月执行的分时电价，24个区域峰谷价差超过0.7元/kWh，其中，峰谷价差超过1元/kWh 的区域有8个。同时对于变压器容量在315kVA及以上的大工业用电，我国采用两部制电价，即需要缴纳容量电价与电量电价，而工商业配储后可抵消高峰负荷冲击、减少变压器出力，从而降低容量需求电费。

　　虚拟电厂

　　虚拟电厂是指通过分布式能源管理系统，将电网中的分布式电源、储能等装置聚合成一个虚拟的可控集合体，开展优化运行控制和市场交易，是智能电网的重要方向，以及随着分布式发电市场化交易（隔墙售电）逐步推广，虚拟电厂将迎来发展机会。

工商业储能是虚拟电厂的关键一环，工商业储能由于容量较小，难以满足买方的一次性调用需求量，其可通过虚拟电厂聚合方式参与电力现货交易。

　　储能工商业收益率测算

　　假设电池循环次数为6,000次，每日充放电2次，系统能源效率90%情况下，峰谷价差及建设成本为变量，由此可见，在1.5元/wh投资成本下， 0.70元/kwh的充放电价差即可带来10.98%以上的IRR，随储能成本持续下降，储能技术水平提升，峰谷价差进一步拉大，多因素将驱动工商业储能IRR进一步提升。

　　2.未来市场需求较大

　　我国工商业储能尚处于起步阶段，根据CNSEA统计，截至2022年底，根据CNESA统计2022年我国工商业储能占储能市场规模为4.69%，远低于2022年全球水平34%。根据中电联统计，2022年我国全年工商业用电量7.3万亿千瓦时，折算单日单小时用电量833GWh，假设按10%用电量配置2h储能，不考虑未来新增，市场空间达 228GWh。

　　其中分布式光伏配储成为刚需。随着分时电价的推广，对于多数实行两峰两谷的省份，光伏发电与负载消耗存在时间上的错配，以浙江省为例，日照最强的11-12点为其电价谷时（电价不到0.3元/度），而日落之后的19-21点为其峰时（电价高于1元/度），如果分布式光伏未加装储能系统，在光伏发电量超出负荷消耗能力时，多余电量以较低价格送入电网，导致其收益率受到较大影响；而分布式配储后，可在正午低谷时段向电网低价购电，将光伏电量优先向储能系统充电，峰时再由储能向负荷供电，对光伏发电实现削峰填谷，从而有效提升光伏自发自用率，降低用电成本。

　　近年来，我国分布式光伏发展迅速，由2016年光伏装机占比12%逐步提升至2022年40%，截至2022年底，我国分布式光伏累计装机为15,762万千瓦，且分布式55%分布在峰谷价差较大的浙江、江苏等华东区域。根据部分已公布分布式光伏配储比例地方政策，配储比例在15%-30%左右，即按照存量50%渗透率分布式光伏20%配储比、容量时长2小时，未来将有近32GWh储能规模。

　　3.融资租赁开展模式

　　目前工商业储能主要为以下两种模式：

　　业主自建模式：工商业主自行安装储能，自行承担初始投资成本及每年的设备维护费用等。

　　合同能源管理模式：能源服务企业（或EPC商）独立投资储能设备，负责安装、后期运维，以能源服务的形式提供给工商业主，与其按约定比例分享储能带来的收益，从而减轻了业主投资压力，该模式下本质上工商业储能的EPCO 模式，即从电力设计、设备采购、建设到运维的一站式服务。

　针对业主自建模式，融资租赁公司可参照目前已经成熟的的户用光伏融资租赁产品，直接与业主开展经营租赁或直接租赁等普惠或中小客群业务。

　　针对合同能源管理模式，融资租赁公司可选择与有实力的合同能源服务方（或EPC商）合作，以合同能源服务方为承租人，开展融资租赁业务。

　　三、电化学储能业务关注主要风险

　　（一）设备安全风险

　　随着电化学储能电站规模化应用的展开，储能电站的安全运行压力也在增加。锂电池对工作环境要求较高，当温度过高时，会导致产生副反应，从而引发火灾，因此电池质量及温控系统较为关键。同时，随着储能行业的快速兴起，储能系统集成领域吸引很多玩家进入，但储能系统集成并非是简单的将PCS、电池、集装箱等部件拿过来“拼凑在一起”，需要一定技术门槛。

　　目前部分储能项目为了节省成本，选择价格低廉、质量不佳的电池、温控系统，以及不专业的系统集成商，因此会引发安全隐患，导致储能电站安全问题时有发生，如2021年北京丰台储能电站大型火灾事故、2022年海南莺歌海盐场100MW储能电池舱起火事故等。

　　因此开展电化学储能业务时，建议选择质量有所保障的电池、温控系统及经验成熟的系统集成商，整体电芯应通过国标的耐用测试。

　　（二）储能系统利用率较低风险

　　储能项目的应用场景和利用效率是影响经济性的关键因素，如果项目实际运营中充放电次数时间、调峰调频天数无法达到预期水平，将对项目成本回收和经济性造成不利影响。而从实际运行来看，我国电化学储能实际利用率并不高，根据中电联统计 2022电化学储能项目平均等效利用系数仅12.2%，部分区域全年完全充放电次数过低。

　　建议结合当地政策，选择已公布对储能项目全容量电网最低调用次数有明确约定的省份区域，以及关注项目所在区域储能电站历史天数，不建议开展年调度次数少于200天项目。

　　（三）项目经济性不足风险

　　当前虽然电化学储能运营体系逐渐成熟，但仍然处于行业发展起步阶段，下游应用端尚没有形成统一或主流的盈利模式，影响项目经济性可变因素较多，包括电池成本、电池性能、发电深度等。

　　其中电芯及EPC价格决定其成本,电池循环次数决定其使用寿命，储能时间及调用次数决定其收入，放电深度等决定其使用效率。如从成本构成来看，随着碳酸锂价格下调，导致储能系统主要电池成本降低，从而储能系统成本已下降较大，根据北极星储能网统计，我国储能EPC中标均价已有2023年初近3元/wh降至2023年6月底约1.5元/wh,但碳酸锂价格波动较大，不排除未来再次反弹风险。如从电网调用情况来看，部分省份仍较难实现每日两次调用、实际调用天数偏低，导致经济性较差。

　　总体来看，建议择优电池循环次数在6,000次以上，每日两充每次时间不低于2h,储能系统成本不高于1.7元/wh,放电深度不低于75%，能量转换率在90%以上的项目。

　　（四）政策风险

　　储能市场规模及市场需求受政策因素影响较大，如电源侧配储比例及时长、电力辅助服务价格、行业准入门槛等与各地政策有着密切关系。

　　目前国家及地方电化学储能政策有待于进一步完善，如部分省份公布的政策是征求意见稿或暂行条例，没有长效机制；部分省份没有制定具体实施细则及配套制度，政策执行性不强；各地区具体政策差别较大，没有系统性全国统一政策。

　　因此开展储能业务时应重点关注当地相关政策，规避政策风险，利用政策优势，如当前很多省份都会公布其省级年度示范项目，且对示范项目将给予额外的政策及补贴上支持，2023年6月国家能源局也正式开展新型储能试点示范工作申报，因此建议重点开展与储能示范项目合作。