萬億新型儲能賽道虛實：風口上的豬未肥已虛|清流·新能源

出品|清流工作室

作者|樑耀丹 主編|趙妍

一個原本毫不起眼的行業，忽然站上了“風口”。

電池工程師莊新就職於某頭部動力電池廠商，公司原本主打新能源車載電池。但根據莊新的說法，動力電池行業原已趨於飽和，甚至出現了部分企業優化裁員的現象。然而，近一兩年，大量儲能公司如雨後春筍般出現，相反地不斷從動力電池行業挖人，與此同時，他所在的公司也開始將業務線延伸至儲能電池。

在某儲能企業擔任銷售的張曉也感受到了儲能行業的爆發。他告訴清流工作室，原本公司主要做電力系統自動化業務，過去兩年，隨着儲能的訂單不斷增多，公司開始加大了儲能業務的佈局。

事實上，儲能並非新鮮事物。一位儲能從業者比喻，儲能相當於一個“大型充電寶”。“舊時農村老是經常停水，每家每戶都會有個水缸，水一滴都在蓄，等到做飯的時候就一勺一勺地往外舀。這個儲能是一樣的道理，你把3毛錢的電存下來，（電價）1塊3的時候用，是不是就省了電費？”該從業者稱。

在實際運用場景中，儲能用在新能源發電站，可以實現削峰填谷，平穩電力系統；用在工廠或者家庭中，可以實現在電價低時充電，高價時放電，從而爲企業或家庭用戶節省電費成本。

從技術類型區別，儲能又分爲傳統的“抽水蓄能”和新型儲能——前者主要爲傳統火力發電服務，後者則可輔助於新能源發電。而據第三方機構EESA數據，截至2022年底，新型儲能技術佔中國裝機規模約爲23.1%，抽水蓄能則佔76.9%。

新型儲能裝機規模雖未成爲主流，卻由於建設週期短、佈局靈活、響應速度快、可再生能源發電快速發展等原因，正以黑馬的姿勢迅速崛起。

不過，熱潮涌動之下，新型儲能發展路上仍有許多“攔路虎”。其中，新型儲能目前最大的需求，仍是新能源強制配儲政策所產生的。而新能源配儲目前盈利模式仍不清晰，造成“配而不用”、資源浪費，因而也常被業內所詬病。

然而，近兩年來，工商業儲能的異軍突起，同時也讓市場看到了一絲曙光。按照張曉的說法，以前的儲能市場需求主要來自示範性儲能項目，但投資收益卻算不過來賬，但如今這個賬卻能“算得過來了”。

與此同時，隨着新型儲能產能過剩的信號浮現，一場行業洗牌或不可避免，有投資人開始透露出對投資這一行業的擔憂。

萬億市場崛起

這是一個可預見的萬億級市場。

據中國物理與化學電源行業協會儲能應用分會預計，到2025年，新型儲能產業規模有望突破萬億，到2030年預計接近3萬億。

國家能源局發佈的數據顯示，今年上半年，國內新投運新型儲能裝機規模約863萬千瓦/1772萬千瓦時，相當於此前歷年累計裝機規模總和。而在2022年底，全國已投運新型儲能項目裝機規模達870萬千瓦，平均儲能時長約2.1小時，比2021年底增長110%以上。

不過，多位行業人士均向清流工作室提到，儲能行業在國內的火爆，主要是由相關政策帶動的。

2020年9月，中國提出碳中和目標：二氧化碳排放力爭於2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現碳中和。

在這一目標前，電力央企被提出了新的“KPI”。2021年12月，國資委發佈《關於推進中央企業高質量發展做好碳達峰碳中和工作的指導意見》。文件提出，到2025年，中央企業產業結構和能源結構調整優化要取得明顯進展，可再生能源發電裝機比重達到50%以上。

一位光伏行業人士曾向清流工作室指出，在絕大多數發電站的主體爲國企、且國企近年來有新能源發電站佔比指標的背景下，近年來國企紛紛收購或建設新能源發電站。

也正因如此，近年來，中國新能源發電裝機增速與增量均實現了跨越式增長。

但以風光爲代表的新能源發電也有天然的缺點，儲能的需求應運而生。

“可再生能源主要是風和光，這兩個東西是靠天吃飯的，它的波動性就會很大。那麼電網靠什麼去緩衝這種波動性？儲能就相當於是個緩衝器。”杭州數元電力科技有限公司董事長俞慶向清流工作室表示。

業內人士表示，風光發電不穩定，具有很高的“棄風棄光率”，而如果在風電場、光伏電站配套建設儲能電站，在風光發電量消納不完的時候，儲能電站這個“大型充電寶”就可以及時將電量儲存起來，等到需要用的時候再發出去，由此可以平滑發電輸出曲線，提升電力系統的運行效率。

爲了推動新型儲能行業發展，近兩年，相關政策頻繁出臺。

據中關村儲能產業技術聯盟統計，2021年至2023年上半年，國家及地方出臺儲能直接相關政策約1170項。從今年上半年情況看，270餘項儲能支持政策密集發佈。

例如，2021年7月，國家發展改革委、國家能源局就發佈了《關於加快推動新型儲能發展的指導意見》，首次提出新型儲能是“雙碳”目標的關鍵支撐技術，並提出預計到2025年新型儲能裝機規模達3000萬千瓦以上，到2030年實現新型儲能全面市場化。

2022年1月和5月，國家發展改革委、國家能源局又接連印發《“十四五”新型儲能發展實施方案》、《關於進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》，對推動新型儲能規模化、產業化、市場化發展作出重要部署。

“只要手裡有點錢，現在基本都往儲能上跑了。”四個月前入行儲能的工商業儲能從業者劉志輝向清流工作室表示，政府密集出臺利好儲能發展的政策，刺激了各路資本與公司紛紛切入到儲能行業。

第三方檢測機構TUV南德意志集團智慧能源副總裁許海亮也見證了儲能公司如雨後春筍般的涌現。許海亮向清流工作室透露，過去兩年，公司接到的檢測需求大幅度增加，一方面是由於儲能系統和電池出口海外的需求大幅提升；另一方面則是因爲出現了大量跨界到儲能的公司，這些公司走向市場的第一步就是要做認證。

畢馬威和中電聯聯合發佈的一份行業研究報告顯示，2021年之前，中國每年新成立的儲能相關企業大約在三四千家。到了2022年成立了3.8萬家儲能相關企業，是2020年新成立儲能企業數量的10倍，是2021年的近6倍。

據普華永道發佈的《2023中國新型儲能行業發展白皮書》顯示，2022年儲能行業併購交易總金額達千億元人民幣，併購交易數量爲130筆。相較2021年，2022年儲能產業鏈併購交易金額同比增長約99%，交易數量同比增長約76%。

強制配儲項目佔據最大市場規模

儲能成爲市場“香餑餑”的其中一個原因，是強制配儲條款逐漸成爲地方儲能政策的重要一環。

清流工作室注意到，目前，中央層面對於新能源配儲是鼓勵但不強制的態度。

2021年7月國家發改委、能源局發佈《關於鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加併網規模的通知》指出，在電網企業承擔風電和太陽能發電等可再生能源保障性併網責任以外，仍有投資建設意願的可再生能源發電企業，鼓勵在自願的前提下自建儲能或調峰資源增加併網規模。對按規定比例要求配建儲能或調峰能力的可再生能源發電企業，經電網企業按程序認定後，可安排相應裝機併網。

不過，到了各省區市政府執行過程中，新能源配儲逐漸演變成爲強制要求。

有媒體統計，截至目前，超過20個省市要求新能源項目配置10%—20%、時長1—4小時的儲能設施，並將其作爲可再生能源併網或覈准的前置條件。

例如，就在今年6月，廣東省能源局印發了《關於新能源發電項目配置儲能有關事項的通知》，要求未按要求配置儲能的新能源發電項目，電網公司原則上不予調度，不收購其電力電量。

同月，河南省人民政府辦公廳也印發了《關於加快新型儲能發展的實施意見》，要求2021年及以後河南省年度風光開發方案中的新能源項目，要嚴格按照開發方案中承諾的儲能配比配置儲能設施，儲能設施投運時間應不晚於新能源項目投運時間；如未投運，電網不得調度和收購其電力電量。

俞慶向清流工作室表示，在配儲問題上，地方政府、電網與新能源開發商呈現三方博弈的微妙局面。目前，除了通過新能源配儲，電網可以利用管理與調度的手段去應對一定比例的風光滲透率。然而，長期依靠電網承擔風光波動性的成本和風險，對電網公司而言並不公平，於是有了強制配儲政策的出臺，相當於把這一部分成本轉移給新能源開發商。

雖然如此，強制配儲落地時，實際情況卻一言難盡。

中電聯發佈的《新能源配儲能運行情況調研報告》顯示，新能源配儲項目等效利用係數僅爲6.1%，遠低於火電廠配儲能的15.3%，電網儲能的14.8%以及用戶儲能的28.3%。

業內人士向清流工作室指出，新能源配儲利用率低，主要原因是尚未形成有效的商業模式。理論上，新能源配儲的盈利模式包括政府補貼、爲電力系統提供輔助服務獲取收益、參與電力市場等。但由於缺乏獨立市場主體、相關盈利模式尚不明晰等原因，新能源配儲收入主要依靠政府補貼。因此，很多風光發電站往往僅爲了完成任務“一配了之”、“配而不用”，造成巨大的資源浪費。

清流工作室注意到，《2023中國新型儲能行業發展白皮書》對不同場景下光伏發電的內部收益率（IRR）曾做過一組測算：

以內蒙古某100MW光伏發電項目、配套20MW/40MWh儲能電站爲例，在僅光伏發電的情景下，內部收益率高達7.43%，光伏+儲能的情景下，內部收益率降至4.74%，而如果是光伏+儲能+補貼的情景下，內部收益率可達5.23%；“光伏+儲能+輔助服務”內部收益率可達5.94%；“光伏+儲能+補貼+輔助服務”，內部收益率更是高至6.41%。

這意味着，無論是哪種情景，最終內部收益率最高的都是僅光伏發電。

（圖片源自《2023年中國新型儲能產業發展白皮書》）

“說實話，在國內如果沒有強制配儲，是沒有多少企業願意去配這個儲能的，因爲儲能基本上沒有太多收益，但是成本卻增加了很多。”鑫欏資訊高級研究員龍志強向清流工作室表示，以光伏發電爲例，光伏發電成本已經具備與火電和水電競爭的優勢，但如果加了配儲，成本就上去了，競爭力優勢不再。

劉志輝向清流工作室算了筆賬，以最常見的鋰電儲能爲例，存儲一度電的成本大約是0.4元左右，但像甘肅新疆內蒙古山西等地區的上網電價僅1毛錢到3毛錢不等。“你去花4毛錢把它儲存下去，然後再去上網，你會發現這個賬算不過來。靠國家補貼是不能持久的。”劉志輝稱。

在利用率低的同時，強制配儲究竟給發電企業額外增加了多少成本？

根據畢馬威的統計數據，一座光伏電站配建裝機量20%、時長2小時的儲能項目，初始投資將增加8%-10%；風電場配建同樣容量的儲能項目，初始投資成本將增加15%-20%。

然而，與此同時，多位業內人士向清流工作室指出，目前國內主要的儲能需求，正是來自於新能源強制配儲。

儲能下游的應用場景可分爲電源側（又稱發電側）、電網側和用戶側。據《2023年中國新型儲能產業發展白皮書》統計，從2022年已併網儲能項目應用領域來看，電源側、電網側、用戶側項目分佈比例分別是49%、43%和8%。具體來看，光伏配儲和風光配儲又分別佔電源側項目的58.6%和38.2%，也就是配儲合計佔電源側項目的96.8%。

以此來計算，風光配儲項目佔2022年已併網儲能項目的比例高達47.4%，規模比例排第一位。

（圖片源自《2023年中國新型儲能產業發展白皮書》）

這意味着，目前利用率最低、商業模式尚不清晰的電源側新能源配儲，反而佔據了新型儲能最大的市場規模。

“只有儲能走向市場化的時候，它纔有未來。”劉志輝認爲，只有儲能盈利模式能跑通，纔會激發其巨大的商業潛力，中國儲能的希望在用戶側儲能，預計用戶側儲能未來將佔據60%以上的市場規模，而目前峰谷價差達到0.86元以上的珠三角、長三角工商業儲能市場將獲得快速發展。

儲能產業鏈全圖景

如果把儲能產業拆解爲上游，中游，下游三個環節：上游可包括核心原材料與部件；中游可包括儲能系統集成；下游可包括終端應用——包括電源側、電網側和用戶側不同場景的應用。

俞慶提出，類似於IT行業的“微笑曲線”模型，儲能產業鏈也呈現出“兩頭高、中間低”的微笑曲線，即產業鏈上游、下游兩端的整體利潤率較高，產業鏈中游的利潤率較低。

在儲能產業的上游，一個儲能系統主要由電池組、儲能變流器（PCS）、電池管理系統（BMS）、能量管理系統（EMS）等原材料構成。其中，電池組的成本佔比約爲六成，佔原材料成本大頭。

莊新向清流工作室表示，從組成來看，儲能電池與動力電池本質上並無太大區別，“從電芯到模組看其實都是差不多的，只不過儲能電池多了一個大的系統集成，多了一個工序。”

或許正因這個緣故，近年來，動力電池廠商紛紛佈局儲能新賽道，將其視爲第二增長點。從去年出貨量來看，前十大儲能電池廠商也與前十大動力電池廠商排名也幾乎相仿。

在俞慶看來，電池屬於典型的規模經濟行業，僅靠目前儲能市場的產能規模，企業無法形成規模效應。而動力電池企業的電池產能和規模已經上來了，對上游原材料有更強的議價能力，從而做儲能電池更有優勢。這也導致了儲能上游環節呈現較高的行業壁壘與利潤率的特徵。

在儲能的中游，儲能系統集成可以理解爲將上游的設備組裝成一個完整的儲能系統，當中涵蓋了儲能系統的設計、組裝、安裝和維護等各個環節。

不過，多位業內人士向清流工作室強調，儲能產業中游同時也是產業鏈門檻相對最低、聚集企業數量最多、競爭最激烈的一環。

遠景能源儲能事業部總經理鄭漢波在今年5月曾發出警告：“很多儲能系統集成商還在解決生存問題，到明年可能80%（儲能系統集成商）企業會倒下。”

張曉向清流工作室透露，每次儲能集成項目招標的時候，參與的廠家幾乎每次都有幾十家，並且大部分時候中標廠家都是以“低價取勝”。

許海亮向清流工作室表示，中游之所以涌入的企業數量最多，是因爲儲能集成這個環節是將客戶、投資人、供應鏈關係融合在一起最關鍵的一個環節。“上游需要找供應鏈，下游需要對接客戶，可能從融資的角度來說，也相對容易一些。”許海亮稱。

在儲能產業鏈的下游，不同的應用場景情況較爲複雜，呈現出不同的行業圖景。

儲能下游的應用場景可分成電源側、電網側和用戶側。電源側和電網側的儲能項目因功率較大，通常也被合稱爲“大儲”。

其中，電源側的儲能目前基本由強制配儲政策帶動市場。前文提到，新能源配儲項目利用率不高、盈利能力低，卻佔據了新型儲能最大的市場規模。

不過，多位業內人士也向清流工作室指出，共享儲能（也稱獨立儲能）的出現，或許可以破解這一尷尬的局面。

“共享儲能是指，比如我是光伏或者風電的發電企業，當地政府要求我配儲，我不需要自己去建儲能電站，我去租賃就可以了。”龍志強向清流工作室指出，目前國家已經給予儲能電站以獨立儲能的身份，以後儲能電站除了服務於自家場站，也能夠租賃出去以獲得收益。如此一來，新能源發電企業將大大減少初始投資成本。

中國新能源電力投融資聯盟秘書長彭澎向清流工作室表示，目前爲止，現存的新能源配儲項目大多是之前審批的利用率較低的老項目，今年開始，調用率較高的獨立儲能項目開始陸續併網，有望改善新能源配儲利用率低的問題。

而在電網側，99.5%的儲能項目也是由獨立儲能構成，主要用於提供調頻、調峰、自動負荷控制等輔助服務，投資主力是國有電網企業，目前也有一小部分民營企業入局。

業內人士向清流工作室指出，獨立儲能的主要收益來源，除了前文提到的租賃給新能源發電站（也叫“容量租賃”），還可以通過參與輔助服務市場獲取收入。此外，在部分有電力現貨市場的省份，獨立儲能也能通過電力現貨交易額外獲得峰谷電價差收益。

不過，截至目前，獨立儲能仍處於起步階段，盈利模式尚不穩定。

俞慶告訴清流工作室，每個省份目前至少有兩個電力市場，第一個叫電量市場，第二個叫輔助服務市場。一般像電網這種獨立儲能項目，都在輔助服務市場裡面去出售服務來獲得收益。但是不同的輔助服務市場也有不同的交易規則、品種、方式以及價格，牽涉到的機制非常複雜。

“每個省的輔助服務市場的成熟度也是不一樣的，是要跟着電量市場的成熟、慢慢地去（完善）配套的市場。”俞慶稱。

“理論上調頻調峰服務，你被調用一次，給你付一次錢。但是你未來被調用多少次你是不一定知道的，就要靠電網的需求。那也就是說如果投資，未來你只能去預測一下可能被調峰調頻需求多少次，但是預測和實際可能差距很大。對於投資者來說，一個不確定性很高的事情，就寧可不去投資了。”許海亮向清流工作室表示。

在用戶側，儲能的運用場景較爲豐富，總體上可以劃分爲戶用和工商業兩個場景。相對於“大儲”，用戶側盈利模式目前則清晰很多。

戶用儲能也稱家庭儲能，相當於家庭的“備用電源”。中國是戶用儲能生產及出口第一大國，雖然戶用儲能在國內尚屬冷門，但多位儲能行業人士向清流工作室表示，不同於國內，在歐美及非洲等國家，由於當地電力價差較大或電力供應不穩定，戶儲產品銷路較廣。近兩年，由於地緣戰爭造成歐洲能源危機，戶用儲能一度迎來爆發式增長。

工商業儲能則是指在工業或商業終端使用的儲能系統，主要應用在工業園區、港口岸電、充換電、配電站、礦場等。目前，工商業儲能主要通過峰谷電價差套利。

對於工商業儲能的套利模式，劉志輝向清流工作室打了個比方：假設某工廠一個月用100萬度電，白天電價一度電是1.3元，晚上電價0.3元，而工廠白天需要用電30萬度。如果投資商找到工廠合作，爲工廠免費安裝儲能設備，在晚上電價爲0.3元時提前將電存儲下來，白天再給工廠使用，電費依然按照1.3元結算。那麼，一個月下來，儲能將獲取30萬元的電價差收益，如果這部分收益讓投資商與工廠分成，那麼不僅工廠可以實現在零成本投入的前提下賺取額外收益，投資商也能通過合作牟利。

自2021年起，各地電價峰谷價差逐步明顯，工商業儲能的經濟性開始初見成效。據中關村儲能產業技術聯盟統計，目前，國內有22個省份的工商業儲能都已經初步具備了經濟性。尤其在浙江、廣東等地，每天兩個波峰和波谷可以做到“兩充兩放”，預計回本週期已經在3-4年之間。

隨着工商業儲能的異軍突起，2023年也被稱爲“工商業儲能元年”。

清流工作室獲悉，在現實情況中，工商業儲能通常有三個角色參與：一是工廠、工業園等爲代表的業主方；二是負責提供設備的工商業儲能集成商；三是負責出錢的投資方。

具體到投資模式，工商業儲能又分爲三類：一是業主自投模式，即工商業企業業主自己投資，自己受益；二是合同能源管理模式（EMC），也就是業主引入第三方投資方合作模式；三是融資租賃模式，即在合同能源管理模式基礎上引入融資租賃方，如讓工商業儲能設備商或金融機構通過融資租賃的方式提供設備。

業內人士向清流工作室指出，目前在業內，業主自投模式佔比較少，其餘兩種模式佔比居多，大概是一半一半的比例。

致川能源董事長李勝祖向清流工作室表示，投資方評估一個儲能項目是否值得投資，主要看幾點：一是企業所在地的相關儲能以及電價政策；二是企業信用以及企業屬性背景；三是通過企業每月電量和每日負荷等數據，分析其用電習慣；四是判斷企業是否具備儲能安裝條件。其中第三點尤爲重要，因爲決定了企業儲能電站的裝機容量大小。

“測算出裝機容量以後，我們會根據當地峰谷電價政策，測算項目總收益以及我們和業主的收益，然後按年計算收益率。一般達到8%左右，我們就能投。”李勝祖表示，在做出投資決策時，一般項目回本週期在六七年以內的纔會投，超過十年的不投。

不過，工商業儲能投資並非完全沒有風險。

李勝祖指出，就投資方而言，面臨的風險主要來自兩個方面：一是政策變動的風險，工商業儲能依靠峰谷價差獲利，而如果哪天電價改了，電價差縮小了，就影響收益；二是企業經營風險，比如在項目沒有回本前，企業出現經營風險或破產了，那投資的項目就虧了。

行業洗牌或即將來臨

隨着各路資本蜂擁而至，儲能行業產能過剩的隱憂也隨之浮現，一場行業洗牌或即將來臨。

第三方研究機構GGII的數據顯示，由於行業擴產積極，當前國內儲能電池產能已超200GWh，整體產能利用率從2022年的87%下降到今年上半年的不足50%，其中戶儲電池產能利用率連三成都不到。

據中關村儲能產業技術聯盟統計，2023年9月，儲能EPC中標均價1407.47元/kWh，同比下降25%，環比下降8%；儲能系統中標均價993.01元/kWh，持續下行，2小時磷酸鐵鋰儲能系統中標均價甚至跌破1元/Wh。

在彭澎看來，儲能市場本質上已經出現供大於求，即產能過剩，因此在價格端呈現往下走的趨勢。

一位從事儲能業務投資的人士向清流工作室表達了對儲能行業產能過剩的擔憂，一方面他認定儲能在未來兩年內仍是投資熱點之一；另一方面其憂慮過了一年半載，儲能會出現類似十幾年前光伏行業出現的嚴重產能過剩。

在許海亮看來，儲能產能過剩和市場增速較快，兩者並不矛盾。他認爲，儲能產能過剩的主要原因是因爲在這一段時間裡面進入的企業過多，未來洗牌是一定不可避免會發生的，但儲能市場持續發展也是確定的：一是因爲隨着電力結構中的新能源佔比持續提升，儲能仍存在巨大的需求；二是隻要峰谷電價差存在，儲能就必然存在套利空間。

“大家都想着入局，都想割韭菜。”在莊新看來，之所以目前儲能行業有這麼多公司涌入，原因之一是在行業初期門檻比較低，監管對於儲能行業也尚未出臺完整的制度約束，導致儲能公司和產品質量參差不齊。但隨着行業的發展必然會越來越標準化，一些不正規的公司會被淘汰掉，留下實力比較強、有技術根底的公司。

值得一提的是，新型儲能或即將迎來“標準化”時代。今年2月，國家標準化管理委員會和國家能源局聯合印發《新型儲能標準體系建設指南》，提出在今年制修訂100項以上新型儲能重點標準，用以支持新型儲能產業安全、規模化發展。

“（儲能行業標準）肯定是比較重要的，任何一個行業要有序發展，一定要有比較完善和健全的標準能夠規範這個行業。”許海亮同時表示，儲能大規模發展起來也是近幾年的事情，制定統一的技術標準需要一個過程，這更像是一個系統工程。

某不願具名的儲能從業人士也向清流工作室提到：“（儲能）需求肯定是有的，作爲碳中和當中比較重要的一環，但是消費者對儲能產品的信心仍然需要逐步去建立，不管是產品壽命和安全性都需要時間去檢驗。”

（莊新、張曉爲化名。王曉悅對本文有貢獻。）