交易所外，以寧德時代（300750.SZ）、億緯鋰能（300014.SZ）、欣旺達（300207.SZ）等為代表的動力電池頭部企業正密集開啟儲能項目擴產潮：11月17日，注冊資本1.2億元的寧德時代儲能發展有限公司成立；18日，億緯鋰能與林洋能源（601222.SH）合資建設的“年產能10GWh儲能專用磷酸鐵鋰電池項目”投產，2021年以來億緯鋰能已在動力儲能項目上砸下超過665億元資金；此前，欣旺達也宣布將在義烏投資213億元，打造50GWh的動力電池及儲能電池產能項目……
據不完全統計，今年年內與儲能電池及動力電池制造有關的擴產項目已超26個，投資額合計將超2900億元；儲能電池與材料領域的投融資事件多達120余起，投融資規模近千億。在巨頭加碼的帶動下，20多家上市公司上演跨界投資，其中不乏如ST龍凈（600388.SH）、黑芝麻（000716.SZ）等原與儲能產業相去甚遠的企業。
金融機構也沒有閑著，先有光大證券給出“2030年中國儲能市場規模1.3萬億元”的預估；日前召開的年度中國投資旗艦會議——高盛2022中國投資論壇上，接力提出“儲能將在中國能源結構轉型、提升可再生能源比例中發揮關鍵作用”等諸多樂觀看法。
一時間，儲能產業儼然已成能源轉型眾多賽道中的“當紅炸子雞”。
然而，據鈦媒體APP走訪了解，正如那本暢銷書《從0到1》中所講：“還沒有哪個產業重要到企業只要參與其中就能建立卓越。”儲能業眼下經歷的正是“一邊狂熱投資，一邊很難盈利，甚至賠本賺吆喝”的狀態。統計顯示，儲能概念282家上市公司中，接近半數今年上半年歸母凈利未能實現增長。
事實上，即便在“2021年以來全國范圍高達600多項儲能相關政策出臺”的加持下，過去幾年間面臨的核心困難——商業模式梗阻、缺乏成熟盈利機制、上游材料成本居高不下、安全問題頻發，也很難迅速迎刃而解。
對此，本期最新“封面”報道通過梳理這個火熱賽道從崛起到興旺以及伴生的困惑、隱憂，來嘗試探尋其在碳中和浪潮中的動向、路徑與自我完善的內生邏輯。
風口炙手可熱
在位于成都的一家儲能企業廠區的空地上，矗立著一個個白色集裝箱的柜體，打開門，可以看見大量電池組以及控制系統等組件。
“這是準備發貨的集裝箱式儲能電池系統，儲電容量可以達到數百甚至數千千瓦時不等，可支持工廠、商業等用電數小時。今年8月份四川限電的時候，我們工廠就是用的這個產品保障用電的。”該公司相關負責人向鈦媒體APP介紹時，不遠處的工廠內正為儲能產品的訂單增長而加緊趕工。
另一處，位于自貢高新區的興儲世紀科技股份有限公司（以下簡稱“興儲世紀”）的車間里，也是一派火熱的生產景象，車間也在開足馬力保訂單交付。
這只是儲能領域因發展提速而需求大增的一個縮影，中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會的數據顯示，2021年，中國儲能市場累計裝機43.44GW，占比達全球裝機總容量的21.35%；新增儲能項目146個，新增裝機7397.9MW，占比達全球裝機總功率的65.44%。
海外，歐洲的能源危機尤其今年8月以來的價格飆升也進一步推升儲能需求。據平安證券測算，到2025年，歐洲、美國的戶儲市場空間將分別達到10.2GWh、9.5GWh，2021-2025年復合增長率分別高達53.7%和68.9%。
剛剛召開的高盛2022中國投資論壇上，相關專家表示：“看好儲能在中國和全球的長期需求走勢，并已看到了今年歐洲在經濟因素的驅動下戶儲裝機出現了強勁的增長，同時明年中國有潛力看到大型儲能項目的落地。”
面對潛力巨大的藍海市場，寧德時代、鵬輝能源、中創新航、億緯鋰能、國軒高科、欣旺達、比克電池等老牌電池廠商快速跑馬圈地。
以寧德時代為例，工商信息顯示，今年年內其已投資成立18家儲能、電池等相關領域子公司，其中專事儲能共3家，分別是11月17日設立的寧德時代儲能發展有限公司、9月28日設立的天津時代智儲科技有限公司和8月5日成立的能建時代（上海）新型儲能技術研究院有限公司。
公司表示，目前儲能業務已成“第二增長極”。董事長曾毓群甚至曾公開預測，到2030年，動力電池全球市場出貨量會達到4800GWh，儲能電池需求也會超過1000GWh。
老牌企業抓緊布局，引得眾多“新玩家”也紛紛涌向儲能。今年以來，試圖跨界染指儲能的上市公司，其本行可謂五花八門，包括鍋爐、水利、空調、工程機械、電腦配件、食品、教育、環保、紡織等。
賽道一旦顯現熱鬧與擁擠，項目就開始遭瘋搶。鈦媒體APP從企查查獲取的數據顯示，截至11月初，國內儲能相關產品合計完成150起融資事件，披露融資金額超800億元，投融資頻次及披露融資金額均已超過2020年、2021年全年，達到近5年高峰。而2020年、2021年分別合計完成融資48起、91起，披露吸金分別超300億元、600億元。
政策驅動與起伏
儲能行業火熱的推力，首先來自政策驅動。新發展理念下，隨著風、光、水等可再生能源裝機規模和利用率提升，新能源的波動性、間歇性等技術缺陷日趨凸顯，由此產生的電力消納難、外送難、調峰難等問題嚴重制約了行業的可持續發展。
“各類新能源，特別是風光等過往鼓勵社會資本介入的領域，在過去5年都經歷了爆發式的增長。但現在面臨的局面是，風光資源豐富的地區往往不是用電大區，風電光電如果無法及時上網，就只能棄電浪費資源。而在存量和增量的新能源電站上，安裝儲能系統將有效減少浪費，儲能增長成為必然。”洛克資本投研部董事總經理李音臨對鈦媒體APP稱。
儲能不僅被視為應對新能源大規模并網和消納的重要手段，更進一步成為構建新型電力系統不可或缺的關鍵基礎設施。此種背景下，政策端從頂層設計與地方支持兩方面快速提升。
2017年9月，國家發展改革委等五部門聯合發布了《關于促進儲能技術與產業發展的指導意見》，這是國家層面首個儲能專項政策；2019年出臺的《2019～2020年儲能行動計劃》旨在進一步推進我國儲能技術與產業健康發展。
2021年以來，國家及地方儲能相關政策頻出，600余項政策涵蓋儲能發展各個方面。其中，《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》明確目標:至2025年，國內新型儲能（除抽水蓄能外的儲能系統）裝機總規模達30GW以上?！?030年前碳達峰行動方案》則明確定位儲能是“雙碳”目標的關鍵支撐技術。
隨著政策體系快速形成，以及儲能在我國能源產業中的戰略定位明確，行業開始跨入規?；l展。
據了解，儲能的主要應用場景包括：發電側，單獨或與風能、光伏電站共建，起到電力調峰、輔助動態運行、系統調頻、可再生能源并網等作用；電網側，與氣電、火電一同參與電網側調峰調頻，以緩解電網阻塞、延緩輸配電設備擴容升級等問題；用戶側，儲能可以結合光伏，幫助用戶實現錯峰用電以節約電費，還可以作為備用電源。
雖然應用場景不少，從中也不難看出，儲能的需求來自電力系統，具體而言即主要隨電站、電網建設規模而定。后者的政策變化，會給儲能帶來相當直接的沖擊。
2019年5月，發改委印發《輸配電定價成本監審辦法》，電儲能設施未被納入輸配電價，儲能形勢急轉直下；同年12月初，一則國網公司《關于進一步嚴格控制電網投資的通知》發出，直接宣告儲能進入至暗時刻。反映在數據上，截至2019年底，中國已投運儲能項目累計裝機規模同比僅微增3.8%。
至疫情爆發后，全球達成“減碳”共識，各地為解決頻發的棄光棄風等新能源消納問題，明確要求新能源項目并網應配置一定比例的儲能設施，儲能才迎來持續、穩定的政策機遇。
商業模式梗阻
對于儲能所處的發展階段，鈦媒體APP在走訪中了解到，業界普遍認為隨著雙碳戰略的提出與政策支持力度的日漸高漲，儲能于2020年之后進入從產業化初期向規?；l展的過渡階段，隨著規模快速增長，雖有一定商業模式雛形，但在相關梗阻之下，一直未能誕生成熟、穩定的盈利機制。這成為制約行業前景的核心問題之一。
“儲能肯定是未來的必然方向，但強制配儲增加的成本由誰來買單的問題始終未完全解決，缺乏有效機制支持儲能自身產生更多運行收益。”四川某私募證券投資基金管理公司基金經理杜信杙向鈦媒體APP坦言，在儲能火遍市場之際其始終未配置相關標的，最大的疑慮其實就是其商業模式還未完全跑通。
有FA機構負責人也向鈦媒體APP表示，“今年很多投資人都在集中看儲能項目，但因為還未看到商業模式形成閉環，所以很多人只是看、始終未出手。”
杜信杙說，作為綠電的剛需配套，儲能目前主要還是一個成本項目，而非盈利項目。“以光伏電站為例，IRR（內部收益率）現在降到6%-7%，對應的儲能IRR也要達到這一水平才具備經濟性。但由于各省份資源稟賦不同，儲能的盈利能力也不同，部分省份有利可圖，但多數省份現在做出來還是不掙錢的。”
對儲能系統成本的衡量，市場上常常使用全生命周期度電成本（LOCE）這個指標，也即把儲能系統在其生命周期內發生的所有支出折現(包括購置支出、運維支出等），再除以其生命周期內累計放電量而得來。
根據英大證券測算，抽水蓄能的度電成本約為0.23- 0.34元/kWh，電池儲能約為0.67元/kWh（未來鈉電池/釩電池最低有望下探至0.27/0.44元）。而在目前的應用場景下，氫儲能的度電成本則達到1元以上，電磁儲能還未完全達到商業化應用條件。
這意味著，目前僅有抽水蓄能達到盈利狀態，這也就可以解釋為何在當前的儲能裝機中，抽水蓄能長期占據九成天下，新型儲能道阻且長。
“只有收益大于成本，儲能項目才有利可圖。目前安裝儲能系統的項目主要通過在電力市場參與調峰補償和峰谷電差套利獲得收益，但多數省份儲能項目的該兩項收益并不足以覆蓋成本。”有不愿具名的儲能企業人士向鈦媒體APP提到了強配政策下儲能項目的現狀，以光伏項目為例，建一個光伏電站IRR能做到10%已經很不錯了，大約需要十年時間來收回成本。如果再配上20%的儲能項目，則投資成本要增加10%-20%，收益率降至7%甚至6%。
于是在儲能項目成本與收益倒掛的背景下，一些配儲項目仍按常規新能源電站方式調度，儲能處于閑置的境地。國家發改委數據顯示，2021年投運的儲能電站整體運營時段平均利用小時數只有483小時。
共享儲能難解“買單”難題
而為解決強配儲能使用率不高和投資回報率下降的問題，市場催生出“共享儲能”。
2018年，青海省率先提出“共享儲能”的概念，是指由第三方投資建設的集中式大型獨立儲能電站，除了滿足自身電站需求外，也為其它新能源電站提供服務。收益點主要包括租賃費、場站服務費、輔助服務補償、現貨交易收益、優先發電權交易等。
但共享儲能依然沒有市場主體地位，還是電網在主導。一直以來，新型儲能由于具有雙向調節作用，而無法明確其參與市場的身份，各省市在推出獨立儲能相關政策時，對儲能的充放電電價或者避而不談，或者以“充放互抵，損耗自擔”的方式鼓勵儲能建設，政策并不具備長期性和穩定性。
“去年開始，共享儲能迎來備案潮，但備案了并不意味著一定可以建成，初裝成本較高算是一大掣肘。”上述的儲能企業人士告訴鈦媒體APP，受供需關系和原材料漲價的影響，如今整個儲能產業鏈全線漲價，去年底到現在，儲能系統的價格漲幅在20%-30%，導致一些新能源企業的配儲成本更高，賬更算不過來了。
以目前電化學儲能中應用最多的的鋰離子電池成本舉例，2021年初碳酸鋰價格為5.7萬元/噸，到2021年底漲至28.5萬元/噸，2022年11月22日，電池級碳酸鋰價格已經飆漲至59萬元/噸。
杜信杙直言，“儲能裝機上量，一定程度上推升了上游鋰資源價格飛漲，反過來，鋰高價其實也會限制鋰離子電池儲能這條技術路線的發展。”
除了電池漲價外，儲能系統中的其他組件也在漲價，其中逆變器普遍上漲5%-10%，EMS（能量管理系統）上漲了10%左右。
盈利模式未跑通，“買單人”身份未厘清帶來的消極效應也很明顯，很多配儲往往以低成本作為選擇標準。興儲世紀副總裁陳仁釗就向鈦媒體APP表示，“有的項目方為了低價中標和存活，主動選擇劣質電池、低品質部件、減少必要的主動和被動安全設計，劣幣驅逐良幣。而一些不成熟廠家的涌入和短平快輸出供貨，可能導致一系列問題，譬如電芯沒有經過嚴謹的測試驗證和評估、系統設計缺陷沒有發現和消缺驗證、系統各部件東拼西湊沒有完成真正的整合和驗證等，這些都會帶來嚴重的質量風險和不可控的安全風險。”
“入市”步入深水區
原材料漲價，商業模式未走通，單純靠指令性的政策驅動，儲能必然難抵萬億規模。儲能“入市”，探索出盈利模式，靠商業利益驅動才可能實現行業的良性發展已成共識。
好消息是，今年5月24日，國家發改委、國家能源局聯合發布了《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》（以下簡稱《通知》），算是真正聚焦儲能盈利難題，從政策上對新型儲能在參與市場中關于身份、電價、交易機制、調度運營機制等諸多關鍵問題予以明確，顯示出國家以市場化手段推進儲能發展的決心。
鈦媒體APP注意到，《通知》首先強調儲能“入市”。其中明確，“新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場”，“配建的新型儲能項目鼓勵轉為獨立儲能項目”，“鼓勵配建的新型儲能與電源聯合參與電力市場”。
這意味著，新型儲能項目可以不再作為成本項存在，不管是獨立入市還是與新能源聯合參與市場，儲能有了獲取收入的渠道。
“新型儲能獨立市場地位的建設意義是比較大的，也是新型電力系統向縱深發展的需要，首先新型儲能作為一種電力服務新業態，可以不再是以‘配角’的身份‘客串’式的吃大鍋飯了，二是可以‘另起爐灶’挑起為電力服務的大梁。”北京特億陽光新能源總裁祁海珅表示，獨立的市場地位確立了，儲能服務主體的自主經營、自負盈虧的積極性、靈活性都會得到很大提升和改善。
《通知》還“進一步支持用戶側儲能發展”。但有分析指出，從目前的技術經濟性來看，用戶側儲能由于不能長時間提供電力，對于大多數用戶來說還屬于“雞肋”的范疇。即便是拉大了峰谷價差，但是考慮到不同的用戶對于價格、穩定性的需求不同，短時間儲能成本實在太高（而且用戶側儲能完全喪失輔助服務的功能）。
“目前國內儲能用戶側應用場景主要是工商業，因為國內電價偏低，所以戶儲難有經濟性，包括我們公司的戶儲產品在內都主打出口。”上述儲能企業相關負責人就表示，該公司推出的家儲電池系統就主要出口歐洲，國內客戶相對較少。
無獨有偶，興儲世紀今年也正加大力量在歐洲的布局和拓展，主要在逆變器、便攜式電源、戶用儲能產品等方面培育和發展渠道，同時在美洲積極開拓，完成多個光儲互補項目。
這意味著，即便有了新政這一頂層設計，步入深水區的“入市”難題還需要進一步細化的配套規則，才可能推動新型儲能真正實現“市場化”。
成本、安全問題下的技術路線爭鋒
儲能產業一個不容忽視的現實是：隨著市場規模在短時間內的急劇膨脹，導致諸如新能源配儲利用率低、成本較高且缺乏疏導渠道以及安全事故頻發等一系列問題的出現，產業生態整體呈現出政策強力驅動下的草莽期諸多特征。
市場追蹤數據顯示，以兩小時儲能系統為例，目前儲能系統的投標平均價格為1.61元/Wh（最新的投標數據是有些項目已下降到1.4元/Wh左右），而電芯報價已上升到儲能系統總報價的七成左右。
2021年以來，由于上游原材料端碳酸鋰價格的暴漲，中下游各鏈條都受到較大壓力。在高成本迫使下，不少項目選擇了性能較差、投資成本較低的儲能產品，這無疑增加了安全隱患。根據中電聯發布的數據，2022年1-8月，全國電化學儲能項目非計劃停機達到329次。
事實上，無論是破解成本壓力、靠自身努力擴大盈利空間，還是提高安全，技術上的創新都是最為典型的途徑。
“當前借助先進的技術實現能源節約，保障儲能材料，是能源資源開發利用的重點任務。”農文旅產業振興研究院常務副院長袁帥向鈦媒體APP表示，儲能技術將是中國能源轉型破局關鍵，強化技術攻關，構建新型儲能創新體系是產業發展的“殺手锏”。
