安得風光兮，路漫漫

行業的高速增長并不等于儲能玩家們的良好業績表現。

業內專家指出，在2030 年碳達峰目標和國家電網儲能建設規劃的剛性要求之下，儲能賽道的市場規模和高增長是確定的，但整個賽道目前更像是處在虛假的繁榮當中，還有一系列的問題有待解決。

中關村儲能產業技術聯盟日前發布的《儲能產業研究白皮書2022》指出，“已投建儲能項目大多還未形成穩定合理的收益模式”，很多中小企業仍然舉步維艱。

安全，第一大挑戰

當下，儲能系統的安全性，是整個行業面臨的第一大挑戰。

據不完全統計，近十年全球儲能安全事故發生60 余起。隨著2021 年全球儲能市場爆發，大規模儲能項目越來越多，單個儲能項目規模越來越大，儲能安全隱患也隨之增大。

其中，澳大利亞維多利亞特斯拉大電池儲能項目現場燃燒的大火持續了4 天，美國亞利桑那Chandler 電池儲能項目事故持續噴淋12 天，火情才得以控制。

這些事故發生時，雖然儲能系統狀態各不相同，誘因眾多，如電池管理系統、電纜線束、預警監控消防系統、運行環境、安全管理等因素，但無一例外的，觸目驚心的“疤痕”均反映出事故儲能廠家系統集成設計能力和安全設計的不足。

隨著儲能行業的快速增長，有越來越多的企業加入進來，但一些技術水平較低的玩家也為行業帶來了不穩定的因素：部分廠家的系統集成設計只是將采購來不同品牌的鋰電池、儲能PCS 等設備簡單堆砌到集裝箱中；系統在發貨前也未經過全面有效的測試、聯調，再加上保護執行不到位，導致最終交付給客戶的整個儲能系統產品存在很大的性能和安全隱患。站在“上帝視角”來看，消防系統設計在儲能系統安全保護措施中只是一小部分，儲能系統集成能力、后期運維及風險監測管理水平則更為關鍵。

華為數字能源技術有限公司中國西北區解決方案總監曠鍵表示，儲能目前面臨最大的挑戰是化學儲能系統的安全問題。因為電池在制造或使用過程中，包括絕緣、異常電流、異常過熱引發的短路、漏液等一系列問題，都給儲能系統帶來隱患。

對此，專家建議，要加快制定和完善電化學儲能電站消防安全有關標準，及時總結現有儲能電站并網運行經驗，針對出現的電池模塊缺陷、BMS 缺陷、充放電時間、充放電功率達不到設計值、電池一致性等問題，進行有效改進。

“大型的獨立儲能電站仍是新鮮事物，許多設計功能還有待工程驗證。在實踐中，人們更多地關注電池的安全性能，而對系統的優化投入甚少。儲能電站是一個復雜的體系，PCS、BMS、EMS 等系統具有強耦合關系，不是小系統的簡單堆積、拼湊就可以實現安全運行的。不斷提高系統安全和綜合收益，將是所有儲能從業者必須要面對的問題”，中國三峽新能源(集團)股份有限公司山東公司副總經理汝會通表示。

除了安全和成本問題，專家認為，當前新型儲能發展還面臨一些問題，例如一些地方要求新能源強制配套儲能，但新能源配儲比例不科學；新型儲能調用少、利用率低，需要進一步明確新型儲能系統的并網接入和調度標準等。

“《‘十四五’新型儲能發展實施方案》對新型儲能技術創新加強戰略性布局和系統性謀劃，提出研發儲備技術方向，鼓勵不同技術路線百花齊放，同時兼顧創新資源的優化配置”，對于新型儲能多元化的技術路線，國家能源局有關負責人表示，“要堅持示范先行的原則，積極開展技術創新、健全市場體系和政策機制方面的試點示范，通過示范應用帶動技術進步和產業升級?！?/p>

專家認為，儲能應用場景很豐富，每種場景的性能要求各不相同，有的對功率要求高、有的對容量需求大，儲能技術各有特點，未來多種儲能路線將并行發展。

“盡管如此，‘高安全、低成本、可持續’是所有儲能技術發展的共同目標。要加快建立以企業為主體、市場為導向、產學研用相結合的綠色儲能技術創新體系”，專家表示。

據不完全統計，近十年全球發生了60 余起儲能安全事故，所造成的損失難以估量。為此專家表示，當下，儲能系統的安全性，是整個行業面臨的最大挑戰。

無利，憑啥要起早

從現有的商業模式來說，儲能項目的盈利模式較為單一，除調頻輔助服務外，還未形成穩定、合理的收益模式。

7 月27 日，在國新辦舉行的新聞發布會上，國家能源局電力司司長何洋表示，新型儲能處在從研發示范到商業化發展初期的一個過渡階段。未來還將繼續推動新型儲能的試點和示范，建立新型儲能的成本疏導機制可以推動新型儲能的商業化應用和發展，同時指導各地做好新型儲能的專項規劃研究，指導各地因地制宜、多元化發展儲能等。

“政策配儲帶來了一定的出貨量，但還不能稱之為‘市場驅動力’，只有在電力系統中真正起著輔助服務作用，支撐電網和為新能源提供消納，才是真正的商業化”，一位業內人士說道。

儲能長期的發展空間是確定的，但短期起步卻是艱難的。在我國的電力系統中，盡管儲能可靈活參與從發電側到用戶側的各個環節，但資本進場的意愿并不強。

對發電側而言，我國強制性要求風電和光伏項目按裝機量配置一定比例的儲能系統，這是儲能市場目前主要的需求來源。

隨著配置比例越來越高，電站的成本壓力也日漸沉重。成本壓力傳導至下游，也會打擊消費者對使用綠電的積極性。某新能源項目開發商坦言，“新能源配儲政策，無形中增加了企業10%到20%的成本。”

根據天風證券測算，假設一個日均有效發電時間為3.8 小時的光伏電站，按常規10%的裝機比例配置2 小時的儲能項目（相當于電站總發電量的5%），那么將儲能成本分攤至光伏電站發出的每度電中，將會使光伏每度電成本增加0.03 元（約10%成本增幅）。2022年，山東棗莊的電站項目配儲比例甚至已達到30%，最高配儲時長達到4 小時。

由圖2可見，鮞粒圈層生長到箭頭所指的界線附近，以后再也沒有亮晶文石圈層的形成，主要沉積泥晶文石圈層。說明受海水擾動能量的限制，以后的鮞粒再也沒有達到懸浮狀態。圖中的界線不是絕對的，它是一個漸變的過程，從層厚判斷懸浮的時間越來越短，而接觸海床的時間越來越長。

對電網和用戶側而言，社會資本可自愿購買電池儲能系統，在電力市場通過參與調峰、調頻獲得補償收益，也可以通過峰谷電差套利。

但是，目前盈利模式還沒有完全走通。

成本方面，獨立儲能的生命周期度電成本約為0.67 元/千瓦時。如果該項目要實現盈利，那么獨立儲能項目參與調峰的補償、以及峰谷電價差就要超過度電成本。

收入方面，根據天風證券測算，目前僅廣東和天津等地的調峰補償大于0.67 元。也就是說，在大部分省份，獨立儲能參與調峰的收益不足以彌補成本。而在峰谷電差套利方面，也僅有北京等少數地區可實現項目盈利。

在此背景下，雖然國內有20 多個省市下發相關文件要求新能源裝機“強配”儲能，但由于沒有穩定合理的收益，導致儲能項目白白投入、只能閑置，電站開發的利潤空間反而被壓縮。

尤其是在風電、光伏平價上網、上游原材料價格同樣上升的情況下，電站開發企業的收益率本身就受到負面影響，勢必會壓縮儲能這種額外成本，追求更低的價格而非儲能系統的品質和耐用性。如陽光電源就在投資者交流會上表示，“針對國內強配儲能的要求，盡量使用二線品牌的電芯?！?/p>

這一做法又會進一步引發儲能企業的價格戰，上游原材料的漲價難以有效傳導，只能由儲能企業自身消化吸收。尤其是自身實力較弱的中小企業所處的境地，就如《白皮書》所說的“舉步維艱”。

長期來看，如果儲能商業化的問題得不到有效解決，那么“指標式”上馬儲能項目的現象就會始終存在。這不僅是一種資源的浪費，還會造成下游企業盲目追求儲能的低成本，大打價格戰，導致儲能企業的盈利能力一直被壓制。

長期來看，如果儲能商業化的問題得不到有效解決，那么‘指標式’上馬儲能項目的現象就會始終存在。這不僅是一種資源的浪費，還會造成下游企業盲目追求儲能的低成本，大打價格戰，導致儲能企業的盈利能力一直被壓制。

成本，虛高怎么辦？

在近一年內，國內電池級碳酸鋰價格一路飆升，目前電池級碳酸鋰市場主流報價區間在每噸45 萬-52 萬元之間，相比去年同期增長了400%-500%。牽一發而動全身，儲能產業鏈價格當前正沿著“碳酸鋰-正極材料-儲能電芯-儲能設備”的鏈條依次傳導。最終，儲能系統成本漲價幅度接近30%。

鋰電池原材料價格暴漲，已經引發一系列負面連鎖反應：儲能產業鏈面臨電池企業毛利率大幅降低、儲能項目中標價格飆漲、項目建設被迫延期甚至叫停的困局，正處在發展“窗口期”的儲能產業深受其累。

“翻看儲能企業2021 年年報，其平均毛利潤基本都到不了20%，相當于漲價吞掉了利潤。如此一來，企業很難受，要么保持市場占有率，放棄部分利潤；要么維持利潤，放棄一些市場份額，真是左右為難、舉步維艱”，業內知情人士表示，相對于新能源汽車行業，能源行業的價格上漲空間十分有限，一邊是上游電池原材料要漲價，一邊是下游新能源企業要降本，儲能集成商目前正面臨兩頭受擠壓的困境。

從近日披露的多家儲能上市企業2022 年一季報看，“增收不增利”成為行業普遍現象。

機構估計，從全球市場看，到2023 年前碳酸鋰供應緊張的局面很難改變，而鈉離子電池、金屬空氣電池、氫能等新技術還在探索和驗證階段，且新能源汽車產業也對鋰有剛性需求，這意味著電化學儲能的降成本前景相當不樂觀。

前有原料漲價壓力，后有市場降本需求，今年開年以來，儲能電池企業開啟了新一輪擴產潮。中創新航1 月分別在廣州、江門各投資200 億元規劃建設儲能基地項目；3 月，寶豐集團200 吉瓦時鋰離子儲能全產業鏈項目開工……

據不完全統計，今年一季度，鋰電池領域的投資額高達數千億元，累計擴產超500 吉瓦時。與此同時，包括寧德時代、比亞迪、國軒高科、華友鈷業在內的產業鏈廠商正在加快“搶礦”，以盡快擺脫原材料漲價的掣肘。

去年5 月，國家發展改革委發布《關于進一步完善抽水蓄能價格形成機制的意見》，明確了抽水蓄能發展“堅持以兩部制電價政策為主體，進一步完善抽水蓄能價格形成機制，以競爭性方式形成電量電價，將容量電價納入輸配電價回收”。

這一價格政策為此前發展低迷的抽水蓄能注入了強心劑，相關企業迅速跟進。

國家電網“十四五”擬投資超1000 億元、新增開工2000 萬千瓦以上抽水蓄能電站。南方電網宣布，未來十年，將建成投產2100萬千瓦抽水蓄能。儲能從業人士呼吁，新型儲能應參照抽蓄建立適用新型儲能特點的容量電價政策，形成穩定合理的收益空間。

對于電化學儲能，有業內人士提出了質疑：“在調峰方面，火電機組具有強替代性，電化學儲能在市場中并不占優勢，當系統需要容量時，電化學儲能能拿得出來多少？”

也有業內人士認為，以新型儲能當前的技術成熟度、經濟適用性、安全可靠性而言，尚未到給予容量電價機制的時候。

“一方面，電力系統當前的調節能力仍有挖潛空間，尤其是規模龐大的存量火電需要充分挖掘其調節能力，對于新型儲能的需求并沒有那么迫切；另一方面，無論是抽水蓄能還是電化學儲能，給予容量電價最終都將推高用電成本。當前用電成本已經上漲，在經濟下行壓力加大的形勢下，尤其需要考慮到產業發展乃至全社會的承受能力。如果未來新能源裝機占比進一步提升，系統調節矛盾進一步加劇，用戶愿意為用電清潔化承擔更高的電價，或許新型儲能才會成為剛需”，某業內人士表示。

從儲能自身的發展角度來講，減少投資成本、確保安全性仍是重中之重的工作。儲能成本何時突破經濟性拐點，對于這一問題，業內長久以來樂此不疲地進行了各種預測。最近，技術最為成熟、成本相對最低、應用最為廣泛的鋰電池原材料價格暴漲，導致了下游成本大幅上升，在短期內對儲能成本降低形成了阻礙。

一個更為長遠的問題在于，由于全球具備經濟開采價值的鋰元素資源有限，相對于新型電力系統的海量需求，資源儲量限制了鋰電池的進一步發展，因此，布局多種技術路線尤為重要。

專家表示，對于國內的儲能企業而言，目前還處于上半場的競爭階段，比拼的是資金實力和低成本。接下來的關鍵是要在規模和利潤間搞好平衡，只有這樣才能真正做到不掉隊、可持續。

儲能，眼下還是一條崎嶇的山路，但未來必定會成為一條越走越寬的大道。

對于國內的儲能企業而言，目前還處于上半場的競爭階段，比拼的是資金實力和低成本。接下來的關鍵是要在規模和利潤間搞好平衡，只有這樣才能真正做到不掉隊、可持續。