在这个背景下，新型储能项目的商业推广也主要依赖新能源尤其光伏，进而衍生出一个颇为微妙的商业关系。
01 增速快，利用率低
2022年，我国新型储能装机约15GWh，主要为锂离子电池储能，同比增长180%，新增规划项目达259GWh(中关村储能产业技术联盟)，预计未来几年新型储能仍将保持高速增长。
在商业类型上，目前新型储能主要是新能源侧配套储能和独立/共享储能，主要分布在内蒙、宁夏、山东和新疆等地区。
然而，目前新型储能总体利用率较低，尤其是新能源侧配套储能。
根据中电联数据，新能源配储利用系数仅为6.1%，远低于火电厂配储的15.3%和电网配储的14.8%。
02 算账还靠新能源
现阶段，我国新型储能仍未形成稳定、成熟的商业模式，盈利模式主要包括容量租赁、现货价差套利、辅助服务补偿等，不同区域、政策及场景的侧重点存在差异。
在商业模式不成熟的背景下，不仅面临利用率低的问题，还面临成本高昂的问题。
目前，碳酸锂价格仍维持在47万元/吨左右的高位，储能用磷酸铁锂电池价格约0.9元/Wh，储能系统成本约1.7元/Wh，电化学储能电站的综合建设成本(含配套工程)约2.4元/Wh。
仅仅从经济性角度，目前电化学储能还不及抽水蓄能，但新型储能具有选址灵活、建设周期短、调节性能好、响应速度达到毫秒级等优点。
总体上，新型储能作为独立业务单元的经济性不足，目前只能通过与新能源打包，也就是“新能源+新型储能”来勉强实现“投资合理性”。
除了物理形式上直接打包的新能源配套储能之外，独立/共享储能的经济合理性，也主要依赖新能源项目的容量租赁，总之离不开新能源。
这是目前新型储能的主要驱动力。
在新能源尤其光伏度电成本不断下降的过程中，“新能源+新型储能”的经济性愈加突出，本公众号在《制造端价格下移，光伏行业是时候交作业了》中曾戏言，“储能沦为窃取光伏成果的工具”。
在电力现货市场尚不完善的情况下，新型储能无论是新能源侧配套储能，还是独立/共享储能，容量价值都是当前新型储能收入来源的压舱石，未来收益确定性也相对较强，是经济合理性的主要依据。
当然，在新型储能利用率较低的背景下，这种畸形的“经济性”更像是政策驱动，而非市场驱动，未来何去何从，只能边走边看了，这也成为未来新型储能发展的最大变数。
03 项目开发依托新能源
在“新能源+新型储能”的发展模式下，“储能”也演绎成为争夺新能源项目的“路条”，“配套储能”更像是个“投名状”。
背后逻辑是什么?
由于新能源已经跃过平价，尤其是光伏，目前独立光伏项目的经济性颇有吸引力，光伏项目成为各大能源企业竞相争取的香饽饽。在这个背景下，配套储能成新能源项目开发“卖一搭一”的衍生品。
这就导致新型储能与新能源之间的相互融合，新能源项目开发需要储能，储能项目开发需要依靠新能源。
这种模式已经愈演愈烈。
未来，与新能源企业尤其是光伏企业的战略链接，将成为新型储能企业提升竞争力的关键。
短期来看，新型储能的经济性还得依靠新能源尤其光伏，并作为新能源项目的“路条”而存在，尤其是新能源侧储能。对新型储能企业而言，新能源项目则是重要的角力点，尤其与新能源企业的战略链接，将是重要的竞争力。
