一个重要的原因是 ， 受地理环境的限制 ， 抽水蓄能的增长空间有天花板 ， 长期看无法满足储能庞大的需求 。 另一个重要的原因是 ， 抽水蓄能主要应用于容量储能 ， 在功率储能方面尚有欠缺 ， 而电池储能在容量储能与功率储能均有不错的表现 。
另外 ， 从初始投资成本（购置支出）的角度来看 ， 建设一个抽水蓄能电站的初始投资成本动辄数亿甚至数十亿 ， 而电池储能却可根据需求灵活安排规模大小 ， 也可以吸引更多的社会资本参与 。
因此 ， 应用场景更加灵活、度电成本仅次于抽水蓄能的电池储能 ， 就成为了未来储能的主力 。 当然 ， 短期内抽水蓄能仍将在储能市场占据重要地位 。
“刚需”下的商业化困境
储能长期的空间是确定的 ， 但短期的起步却是艰难的 。 作为绿电的刚需配套 ， 储能目前主要还是一个成本项目 ， 而非盈利项目 。
在我国的电力系统中 ， 尽管储能可灵活参与从发电侧到用户侧的各个环节 ， 但资本进场的意愿并不强 。

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图：储能参与电力系统的方式资料来源：36氪整理
对发电侧而言 ， 我国强制性要求风电和光伏项目按装机量配置一定比例的储能系统 ， 这是储能市场目前主要的需求来源 。
随着配置比例越来越高 ， 电站的成本压力也日渐沉重 。 成本压力传导至下游 ， 也会打击消费者对使用绿电的积极性 。
根据天风证券测算 ， 假设一个日均有效发电时间为3.8h的光伏电站 ， 按常规10%的装机比例配置2小时的储能项目（相当于电站总发电量的5%） ， 那么将储能成本分摊至光伏电站发出的每度电中 ， 将会使光伏每度电成本增加0.03元（约10%成本增幅） 。 而2022年 ， 山东枣庄的电站项目配储比例甚至已达到30% ， 最高配储时长达到4小时 。
对电网和用户侧而言 ， 社会资本可自愿购买电池储能系统 ， 在电力市场通过参与调峰、调频获得补偿收益 ， 也可以通过峰谷电差套利 。
但是 ， 目前盈利模式还没有完全走通 。

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图：独立储能获利方式资料来源：36氪整理
成本方面 ， 根据前文的数据 ， 独立储能的生命周期度电成本约为0.67元/kWh 。 如果该项目要实现盈利 ， 那么独立储能项目参与调峰的补偿、以及峰谷电价差就要超过度电成本 。
收入方面 ， 根据天风证券测算 ， 目前仅广东和天津等地的调峰补偿大于0.67元 ， 也就是说 ， 在大部分省份 ， 独立储能参与调峰的收益不足以弥补成本 。 而在峰谷电差套利方面 ， 也仅有北京等少数地区可实现项目盈利 。
而要在电网和用户侧引导社会资本自愿参与储能市场 ， 减轻发电侧的配储压力 ， 就必须要让社会资本“有利可图” 。 也就是说 ， 储能项目要实现商业化 ， 才可以在电网侧和用户侧得到更广泛的应用 。

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图：各省调峰补偿价资料来源：天风证券 ， 36氪整理
【智氪·新能源 储能，新能源的又一个「扛把子」】政策在持续加码
对于目前独立储能参与电力市场的困境 ， 各地也已经开始积极进行政策支持 ， 如提高调峰补偿价格、提高峰谷电价差等 。
例如 ， 2022年5月4日发改委在《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》特别指出 ， 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 。

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