万亿新型储能赛道虚实：风口上的猪未肥已虚

　　一个原本毫不起眼的行业，忽然站上了“风口”。

　　电池工程师庄新就职于某头部动力电池厂商，公司原本主打新能源车载电池。但根据庄新的说法，动力电池行业原已趋于饱和，甚至出现了部分企业优化裁员的现象。然而，近一两年，大量储能公司如雨后春笋般出现，相反地不断从动力电池行业挖人，与此同时，他所在的公司也开始将业务线延伸至储能电池。

　　在某储能企业担任销售的张晓也感受到了储能行业的爆发。他告诉清流工作室，原本公司主要做电力系统自动化业务，过去两年，随着储能的订单不断增多，公司开始加大了储能业务的布局。

　　事实上，储能并非新鲜事物。一位储能从业者比喻，储能相当于一个“大型充电宝”。“旧时农村老是经常停水，每家每户都会有个水缸，水一滴都在蓄，等到做饭的时候就一勺一勺地往外舀。这个储能是一样的道理，你把3毛钱的电存下来，(电价)1块3的时候用，是不是就省了电费?”该从业者称。

　　在实际运用场景中，储能用在新能源发电站，可以实现削峰填谷，平稳电力系统;用在工厂或者家庭中，可以实现在电价低时充电，高价时放电，从而为企业或家庭用户节省电费成本。

　　从技术类型区别，储能又分为传统的“抽水蓄能”和新型储能——前者主要为传统火力发电服务，后者则可辅助于新能源发电。而据第三方机构EESA数据，截至2022年底，新型储能技术占中国装机规模约为23.1%，抽水蓄能则占76.9%。

　　新型储能装机规模虽未成为主流，却由于建设周期短、布局灵活、响应速度快、可再生能源发电快速发展等原因，正以黑马的姿势迅速崛起。

　　不过，热潮涌动之下，新型储能发展路上仍有许多“拦路虎”。其中，新型储能目前最大的需求，仍是新能源强制配储政策所产生的。而新能源配储目前盈利模式仍不清晰，造成“配而不用”、资源浪费，因而也常被业内所诟病。

　　然而，近两年来，工商业储能的异军突起，同时也让市场看到了一丝曙光。按照张晓的说法，以前的储能市场需求主要来自示范性储能项目，但投资收益却算不过来账，但如今这个账却能“算得过来了”。

　　与此同时，随着新型储能产能过剩的信号浮现，一场行业洗牌或不可避免，有投资人开始透露出对投资这一行业的担忧。

　　万亿市场崛起

　　这是一个可预见的万亿级市场。

　　据中国物理与化学电源行业协会储能应用分会预计，到2025年，新型储能产业规模有望突破万亿，到2030年预计接近3万亿。

　　国家能源局发布的数据显示，今年上半年，国内新投运新型储能装机规模约863万千瓦/1772万千瓦时，相当于此前历年累计装机规模总和。而在2022年底，全国已投运新型储能项目装机规模达870万千瓦，平均储能时长约2.1小时，比2021年底增长110%以上。

　　不过，多位行业人士均向清流工作室提到，储能行业在国内的火爆，主要是由相关政策带动的。

　　2020年9月，中国提出碳中和目标：二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。

　　在这一目标前，电力央企被提出了新的“KPI”。2021年12月，国资委发布《关于推进中央企业高质量发展做好碳达峰碳中和工作的指导意见》。文件提出，到2025年，中央企业产业结构和能源结构调整优化要取得明显进展，可再生能源发电装机比重达到50%以上。

　　一位光伏行业人士曾向清流工作室指出，在绝大多数发电站的主体为国企、且国企近年来有新能源发电站占比指标的背景下，近年来国企纷纷收购或建设新能源发电站。

　　也正因如此，近年来，中国新能源发电装机增速与增量均实现了跨越式增长。

　　但以风光为代表的新能源发电也有天然的缺点，储能的需求应运而生。

　　“可再生能源主要是风和光，这两个东西是靠天吃饭的，它的波动性就会很大。那么电网靠什么去缓冲这种波动性?储能就相当于是个缓冲器。”杭州数元电力科技有限公司董事长俞庆向清流工作室表示。

　　业内人士表示，风光发电不稳定，具有很高的“弃风弃光率”，而如果在风电场、光伏电站配套建设储能电站，在风光发电量消纳不完的时候，储能电站这个“大型充电宝”就可以及时将电量储存起来，等到需要用的时候再发出去，由此可以平滑发电输出曲线，提升电力系统的运行效率。

　　为了推动新型储能行业发展，近两年，相关政策频繁出台。

　　据中关村储能产业技术联盟统计，2021年至2023年上半年，国家及地方出台储能直接相关政策约1170项。从今年上半年情况看，270余项储能支持政策密集发布。

　　例如，2021年7月，国家发展改革委、国家能源局就发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，首次提出新型储能是“双碳”目标的关键支撑技术，并提出预计到2025年新型储能装机规模达3000万千瓦以上，到2030年实现新型储能全面市场化。

　　2022年1月和5月，国家发展改革委、国家能源局又接连印发《“十四五”新型储能发展实施方案》、《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》，对推动新型储能规模化、产业化、市场化发展作出重要部署。

　　“只要手里有点钱，现在基本都往储能上跑了。”四个月前入行储能的工商业储能从业者刘志辉向清流工作室表示，政府密集出台利好储能发展的政策，刺激了各路资本与公司纷纷切入到储能行业。

　　第三方检测机构TUV南德意志集团智慧能源副总裁许海亮也见证了储能公司如雨后春笋般的涌现。许海亮向清流工作室透露，过去两年，公司接到的检测需求大幅度增加，一方面是由于储能系统和电池出口海外的需求大幅提升;另一方面则是因为出现了大量跨界到储能的公司，这些公司走向市场的第一步就是要做认证。

　　毕马威和中电联联合发布的一份行业研究报告显示，2021年之前，中国每年新成立的储能相关企业大约在三四千家。到了2022年成立了3.8万家储能相关企业，是2020年新成立储能企业数量的10倍，是2021年的近6倍。

　　据普华永道发布的《2023中国新型储能行业发展白皮书》显示，2022年储能行业并购交易总金额达千亿元人民币，并购交易数量为130笔。相较2021年，2022年储能产业链并购交易金额同比增长约99%，交易数量同比增长约76%。

　　强制配储项目占据最大市场规模

　　储能成为市场“香饽饽”的其中一个原因，是强制配储条款逐渐成为地方储能政策的重要一环。

　　清流工作室注意到，目前，中央层面对于新能源配储是鼓励但不强制的态度。

　　2021年7月国家发改委、能源局发布《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》指出，在电网企业承担风电和太阳能发电等可再生能源保障性并网责任以外，仍有投资建设意愿的可再生能源发电企业，鼓励在自愿的前提下自建储能或调峰资源增加并网规模。对按规定比例要求配建储能或调峰能力的可再生能源发电企业，经电网企业按程序认定后，可安排相应装机并网。

　　不过，到了各省区市政府执行过程中，新能源配储逐渐演变成为强制要求。

　　有媒体统计，截至目前，超过20个省市要求新能源项目配置10%—20%、时长1—4小时的储能设施，并将其作为可再生能源并网或核准的前置条件。

　　例如，就在今年6月，广东省能源局印发了《关于新能源发电项目配置储能有关事项的通知》，要求未按要求配置储能的新能源发电项目，电网公司原则上不予调度，不收购其电力电量。

　　同月，河南省人民政府办公厅也印发了《关于加快新型储能发展的实施意见》，要求2021年及以后河南省年度风光开发方案中的新能源项目，要严格按照开发方案中承诺的储能配比配置储能设施，储能设施投运时间应不晚于新能源项目投运时间;如未投运，电网不得调度和收购其电力电量。

　　俞庆向清流工作室表示，在配储问题上，地方政府、电网与新能源开发商呈现三方博弈的微妙局面。目前，除了通过新能源配储，电网可以利用管理与调度的手段去应对一定比例的风光渗透率。然而，长期依靠电网承担风光波动性的成本和风险，对电网公司而言并不公平，于是有了强制配储政策的出台，相当于把这一部分成本转移给新能源开发商。

　　虽然如此，强制配储落地时，实际情况却一言难尽。

　　中电联发布的《新能源配储能运行情况调研报告》显示，新能源配储项目等效利用系数仅为6.1%，远低于火电厂配储能的15.3%，电网储能的14.8%以及用户储能的28.3%。

　　业内人士向清流工作室指出，新能源配储利用率低，主要原因是尚未形成有效的商业模式。理论上，新能源配储的盈利模式包括政府补贴、为电力系统提供辅助服务获取收益、参与电力市场等。但由于缺乏独立市场主体、相关盈利模式尚不明晰等原因，新能源配储收入主要依靠政府补贴。因此，很多风光发电站往往仅为了完成任务“一配了之”、“配而不用”，造成巨大的资源浪费。

　　清流工作室注意到，《2023中国新型储能行业发展白皮书》对不同场景下光伏发电的内部收益率(IRR)曾做过一组测算：

　　以内蒙古某100MW光伏发电项目、配套20MW/40MWh储能电站为例，在仅光伏发电的情景下，内部收益率高达7.43%，光伏+储能的情景下，内部收益率降至4.74%，而如果是光伏+储能+补贴的情景下，内部收益率可达5.23%;“光伏+储能+辅助服务”内部收益率可达5.94%;“光伏+储能+补贴+辅助服务”，内部收益率更是高至6.41%。

　　这意味着，无论是哪种情景，最终内部收益率最高的都是仅光伏发电。

(图片源自《2023年中国新型储能产业发展白皮书》)

　　“说实话，在国内如果没有强制配储，是没有多少企业愿意去配这个储能的，因为储能基本上没有太多收益，但是成本却增加了很多。”鑫椤资讯高级研究员龙志强向清流工作室表示，以光伏发电为例，光伏发电成本已经具备与火电和水电竞争的优势，但如果加了配储，成本就上去了，竞争力优势不再。

　　刘志辉向清流工作室算了笔账，以最常见的锂电储能为例，存储一度电的成本大约是0.4元左右，但像甘肃新疆内蒙古山西等地区的上网电价仅1毛钱到3毛钱不等。“你去花4毛钱把它储存下去，然后再去上网，你会发现这个账算不过来。靠国家补贴是不能持久的。”刘志辉称。

　　在利用率低的同时，强制配储究竟给发电企业额外增加了多少成本?

　　根据毕马威的统计数据，一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，初始投资将增加8%-10%;风电场配建同样容量的储能项目，初始投资成本将增加15%-20%。

　　然而，与此同时，多位业内人士向清流工作室指出，目前国内主要的储能需求，正是来自于新能源强制配储。

　　储能下游的应用场景可分为电源侧(又称发电侧)、电网侧和用户侧。据《2023年中国新型储能产业发展白皮书》统计，从2022年已并网储能项目应用领域来看，电源侧、电网侧、用户侧项目分布比例分别是49%、43%和8%。具体来看，光伏配储和风光配储又分别占电源侧项目的58.6%和38.2%，也就是配储合计占电源侧项目的96.8%。

　　以此来计算，风光配储项目占2022年已并网储能项目的比例高达47.4%，规模比例排第一位。

(图片源自《2023年中国新型储能产业发展白皮书》)

　　这意味着，目前利用率最低、商业模式尚不清晰的电源侧新能源配储，反而占据了新型储能最大的市场规模。

　　“只有储能走向市场化的时候，它才有未来。”刘志辉认为，只有储能盈利模式能跑通，才会激发其巨大的商业潜力，中国储能的希望在用户侧储能，预计用户侧储能未来将占据60%以上的市场规模，而目前峰谷价差达到0.86元以上的珠三角、长三角工商业储能市场将获得快速发展。

　　储能产业链全图景

　　如果把储能产业拆解为上游，中游，下游三个环节：上游可包括核心原材料与部件;中游可包括储能系统集成;下游可包括终端应用——包括电源侧、电网侧和用户侧不同场景的应用。

　　俞庆提出，类似于IT行业的“微笑曲线”模型，储能产业链也呈现出“两头高、中间低”的微笑曲线，即产业链上游、下游两端的整体利润率较高，产业链中游的利润率较低。

　　在储能产业的上游，一个储能系统主要由电池组、储能变流器(PCS)、电池管理系统(BMS)、能量管理系统(EMS)等原材料构成。其中，电池组的成本占比约为六成，占原材料成本大头。

　　庄新向清流工作室表示，从组成来看，储能电池与动力电池本质上并无太大区别，“从电芯到模组看其实都是差不多的，只不过储能电池多了一个大的系统集成，多了一个工序。”

　　或许正因这个缘故，近年来，动力电池厂商纷纷布局储能新赛道，将其视为第二增长点。从去年出货量来看，前十大储能电池厂商也与前十大动力电池厂商排名也几乎相仿。

　　在俞庆看来，电池属于典型的规模经济行业，仅靠目前储能市场的产能规模，企业无法形成规模效应。而动力电池企业的电池产能和规模已经上来了，对上游原材料有更强的议价能力，从而做储能电池更有优势。这也导致了储能上游环节呈现较高的行业壁垒与利润率的特征。

　　在储能的中游，储能系统集成可以理解为将上游的设备组装成一个完整的储能系统，当中涵盖了储能系统的设计、组装、安装和维护等各个环节。

　　不过，多位业内人士向清流工作室强调，储能产业中游同时也是产业链门槛相对最低、聚集企业数量最多、竞争最激烈的一环。

　　远景能源储能事业部总经理郑汉波在今年5月曾发出警告：“很多储能系统集成商还在解决生存问题，到明年可能80%(储能系统集成商)企业会倒下。”

　　张晓向清流工作室透露，每次储能集成项目招标的时候，参与的厂家几乎每次都有几十家，并且大部分时候中标厂家都是以“低价取胜”。

　　许海亮向清流工作室表示，中游之所以涌入的企业数量最多，是因为储能集成这个环节是将客户、投资人、供应链关系融合在一起最关键的一个环节。“上游需要找供应链，下游需要对接客户，可能从融资的角度来说，也相对容易一些。”许海亮称。

　　在储能产业链的下游，不同的应用场景情况较为复杂，呈现出不同的行业图景。

　　储能下游的应用场景可分成电源侧、电网侧和用户侧。电源侧和电网侧的储能项目因功率较大，通常也被合称为“大储”。

　　其中，电源侧的储能目前基本由强制配储政策带动市场。前文提到，新能源配储项目利用率不高、盈利能力低，却占据了新型储能最大的市场规模。

　　不过，多位业内人士也向清流工作室指出，共享储能(也称独立储能)的出现，或许可以破解这一尴尬的局面。

　　“共享储能是指，比如我是光伏或者风电的发电企业，当地政府要求我配储，我不需要自己去建储能电站，我去租赁就可以了。”龙志强向清流工作室指出，目前国家已经给予储能电站以独立储能的身份，以后储能电站除了服务于自家场站，也能够租赁出去以获得收益。如此一来，新能源发电企业将大大减少初始投资成本。

　　中国新能源电力投融资联盟秘书长彭澎向清流工作室表示，目前为止，现存的新能源配储项目大多是之前审批的利用率较低的老项目，今年开始，调用率较高的独立储能项目开始陆续并网，有望改善新能源配储利用率低的问题。

　　而在电网侧，99.5%的储能项目也是由独立储能构成，主要用于提供调频、调峰、自动负荷控制等辅助服务，投资主力是国有电网企业，目前也有一小部分民营企业入局。

　　业内人士向清流工作室指出，独立储能的主要收益来源，除了前文提到的租赁给新能源发电站(也叫“容量租赁”)，还可以通过参与辅助服务市场获取收入。此外，在部分有电力现货市场的省份，独立储能也能通过电力现货交易额外获得峰谷电价差收益。

　　不过，截至目前，独立储能仍处于起步阶段，盈利模式尚不稳定。

　　俞庆告诉清流工作室，每个省份目前至少有两个电力市场，第一个叫电量市场，第二个叫辅助服务市场。一般像电网这种独立储能项目，都在辅助服务市场里面去出售服务来获得收益。但是不同的辅助服务市场也有不同的交易规则、品种、方式以及价格，牵涉到的机制非常复杂。

　　“每个省的辅助服务市场的成熟度也是不一样的，是要跟着电量市场的成熟、慢慢地去(完善)配套的市场。”俞庆称。

　　“理论上调频调峰服务，你被调用一次，给你付一次钱。但是你未来被调用多少次你是不一定知道的，就要靠电网的需求。那也就是说如果投资，未来你只能去预测一下可能被调峰调频需求多少次，但是预测和实际可能差距很大。对于投资者来说，一个不确定性很高的事情，就宁可不去投资了。”许海亮向清流工作室表示。

　　在用户侧，储能的运用场景较为丰富，总体上可以划分为户用和工商业两个场景。相对于“大储”，用户侧盈利模式目前则清晰很多。

　　户用储能也称家庭储能，相当于家庭的“备用电源”。中国是户用储能生产及出口第一大国，虽然户用储能在国内尚属冷门，但多位储能行业人士向清流工作室表示，不同于国内，在欧美及非洲等国家，由于当地电力价差较大或电力供应不稳定，户储产品销路较广。近两年，由于地缘战争造成欧洲能源危机，户用储能一度迎来爆发式增长。

　　工商业储能则是指在工业或商业终端使用的储能系统，主要应用在工业园区、港口岸电、充换电、配电站、矿场等。目前，工商业储能主要通过峰谷电价差套利。

　　对于工商业储能的套利模式，刘志辉向清流工作室打了个比方：假设某工厂一个月用100万度电，白天电价一度电是1.3元，晚上电价0.3元，而工厂白天需要用电30万度。如果投资商找到工厂合作，为工厂免费安装储能设备，在晚上电价为0.3元时提前将电存储下来，白天再给工厂使用，电费依然按照1.3元结算。那么，一个月下来，储能将获取30万元的电价差收益，如果这部分收益让投资商与工厂分成，那么不仅工厂可以实现在零成本投入的前提下赚取额外收益，投资商也能通过合作牟利。

　　自2021年起，各地电价峰谷价差逐步明显，工商业储能的经济性开始初见成效。据中关村储能产业技术联盟统计，目前，国内有22个省份的工商业储能都已经初步具备了经济性。尤其在浙江、广东等地，每天两个波峰和波谷可以做到“两充两放”，预计回本周期已经在3-4年之间。

　　随着工商业储能的异军突起，2023年也被称为“工商业储能元年”。

　　清流工作室获悉，在现实情况中，工商业储能通常有三个角色参与：一是工厂、工业园等为代表的业主方;二是负责提供设备的工商业储能集成商;三是负责出钱的投资方。

　　具体到投资模式，工商业储能又分为三类：一是业主自投模式，即工商业企业业主自己投资，自己受益;二是合同能源管理模式(EMC)，也就是业主引入第三方投资方合作模式;三是融资租赁模式，即在合同能源管理模式基础上引入融资租赁方，如让工商业储能设备商或金融机构通过融资租赁的方式提供设备。

　　业内人士向清流工作室指出，目前在业内，业主自投模式占比较少，其余两种模式占比居多，大概是一半一半的比例。

　　致川能源董事长李胜祖向清流工作室表示，投资方评估一个储能项目是否值得投资，主要看几点：一是企业所在地的相关储能以及电价政策;二是企业信用以及企业属性背景;三是通过企业每月电量和每日负荷等数据，分析其用电习惯;四是判断企业是否具备储能安装条件。其中第三点尤为重要，因为决定了企业储能电站的装机容量大小。

　　“测算出装机容量以后，我们会根据当地峰谷电价政策，测算项目总收益以及我们和业主的收益，然后按年计算收益率。一般达到8%左右，我们就能投。”李胜祖表示，在做出投资决策时，一般项目回本周期在六七年以内的才会投，超过十年的不投。

　　不过，工商业储能投资并非完全没有风险。

　　李胜祖指出，就投资方而言，面临的风险主要来自两个方面：一是政策变动的风险，工商业储能依靠峰谷价差获利，而如果哪天电价改了，电价差缩小了，就影响收益;二是企业经营风险，比如在项目没有回本前，企业出现经营风险或破产了，那投资的项目就亏了。

　　行业洗牌或即将来临

　　随着各路资本蜂拥而至，储能行业产能过剩的隐忧也随之浮现，一场行业洗牌或即将来临。

　　第三方研究机构GGII的数据显示，由于行业扩产积极，当前国内储能电池产能已超200GWh，整体产能利用率从2022年的87%下降到今年上半年的不足50%，其中户储电池产能利用率连三成都不到。

　　据中关村储能产业技术联盟统计，2023年9月，储能EPC中标均价1407.47元/kWh，同比下降25%，环比下降8%;储能系统中标均价993.01元/kWh，持续下行，2小时磷酸铁锂储能系统中标均价甚至跌破1元/Wh。

　　在彭澎看来，储能市场本质上已经出现供大于求，即产能过剩，因此在价格端呈现往下走的趋势。

　　一位从事储能业务投资的人士向清流工作室表达了对储能行业产能过剩的担忧，一方面他认定储能在未来两年内仍是投资热点之一;另一方面其忧虑过了一年半载，储能会出现类似十几年前光伏行业出现的严重产能过剩。

　　在许海亮看来，储能产能过剩和市场增速较快，两者并不矛盾。他认为，储能产能过剩的主要原因是因为在这一段时间里面进入的企业过多，未来洗牌是一定不可避免会发生的，但储能市场持续发展也是确定的：一是因为随着电力结构中的新能源占比持续提升，储能仍存在巨大的需求;二是只要峰谷电价差存在，储能就必然存在套利空间。

　　“大家都想着入局，都想割韭菜。”在庄新看来，之所以目前储能行业有这么多公司涌入，原因之一是在行业初期门槛比较低，监管对于储能行业也尚未出台完整的制度约束，导致储能公司和产品质量参差不齐。但随着行业的发展必然会越来越标准化，一些不正规的公司会被淘汰掉，留下实力比较强、有技术根底的公司。

　　值得一提的是，新型储能或即将迎来“标准化”时代。今年2月，国家标准化管理委员会和国家能源局联合印发《新型储能标准体系建设指南》，提出在今年制修订100项以上新型储能重点标准，用以支持新型储能产业安全、规模化发展。

　　“(储能行业标准)肯定是比较重要的，任何一个行业要有序发展，一定要有比较完善和健全的标准能够规范这个行业。”许海亮同时表示，储能大规模发展起来也是近几年的事情，制定统一的技术标准需要一个过程，这更像是一个系统工程。

　　某不愿具名的储能从业人士也向清流工作室提到：“(储能)需求肯定是有的，作为碳中和当中比较重要的一环，但是消费者对储能产品的信心仍然需要逐步去建立，不管是产品寿命和安全性都需要时间去检验。”