交易所外，以宁德时代（300750.SZ）、亿纬锂能（300014.SZ）、欣旺达（300207.SZ）等为代表的动力电池头部企业正密集开启储能项目扩产潮：11月17日，注册资本1.2亿元的宁德时代储能发展有限公司成立；18日，亿纬锂能与林洋能源（601222.SH）合资建设的“年产能10GWh储能专用磷酸铁锂电池项目”投产，2021年以来亿纬锂能已在动力储能项目上砸下超过665亿元资金；此前，欣旺达也宣布将在义乌投资213亿元，打造50GWh的动力电池及储能电池产能项目……
据不完全统计，今年年内与储能电池及动力电池制造有关的扩产项目已超26个，投资额合计将超2900亿元；储能电池与材料领域的投融资事件多达120余起，投融资规模近千亿。在巨头加码的带动下，20多家上市公司上演跨界投资，其中不乏如ST龙净（600388.SH）、黑芝麻（000716.SZ）等原与储能产业相去甚远的企业。
金融机构也没有闲着，先有光大证券给出“2030年中国储能市场规模1.3万亿元”的预估；日前召开的年度中国投资旗舰会议——高盛2022中国投资论坛上，接力提出“储能将在中国能源结构转型、提升可再生能源比例中发挥关键作用”等诸多乐观看法。
一时间，储能产业俨然已成能源转型众多赛道中的“当红炸子鸡”。
然而，据钛媒体APP走访了解，正如那本畅销书《从0到1》中所讲：“还没有哪个产业重要到企业只要参与其中就能建立卓越。”储能业眼下经历的正是“一边狂热投资，一边很难盈利，甚至赔本赚吆喝”的状态。统计显示，储能概念282家上市公司中，接近半数今年上半年归母净利未能实现增长。
事实上，即便在“2021年以来全国范围高达600多项储能相关政策出台”的加持下，过去几年间面临的核心困难——商业模式梗阻、缺乏成熟盈利机制、上游材料成本居高不下、安全问题频发，也很难迅速迎刃而解。
对此，本期最新“封面”报道通过梳理这个火热赛道从崛起到兴旺以及伴生的困惑、隐忧，来尝试探寻其在碳中和浪潮中的动向、路径与自我完善的内生逻辑。
风口炙手可热
在位于成都的一家储能企业厂区的空地上，矗立着一个个白色集装箱的柜体，打开门，可以看见大量电池组以及控制系统等组件。
“这是准备发货的集装箱式储能电池系统，储电容量可以达到数百甚至数千千瓦时不等，可支持工厂、商业等用电数小时。今年8月份四川限电的时候，我们工厂就是用的这个产品保障用电的。”该公司相关负责人向钛媒体APP介绍时，不远处的工厂内正为储能产品的订单增长而加紧赶工。
另一处，位于自贡高新区的兴储世纪科技股份有限公司（以下简称“兴储世纪”）的车间里，也是一派火热的生产景象，车间也在开足马力保订单交付。
这只是储能领域因发展提速而需求大增的一个缩影，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会的数据显示，2021年，中国储能市场累计装机43.44GW，占比达全球装机总容量的21.35%；新增储能项目146个，新增装机7397.9MW，占比达全球装机总功率的65.44%。
海外，欧洲的能源危机尤其今年8月以来的价格飙升也进一步推升储能需求。据平安证券测算，到2025年，欧洲、美国的户储市场空间将分别达到10.2GWh、9.5GWh，2021-2025年复合增长率分别高达53.7%和68.9%。
刚刚召开的高盛2022中国投资论坛上，相关专家表示：“看好储能在中国和全球的长期需求走势，并已看到了今年欧洲在经济因素的驱动下户储装机出现了强劲的增长，同时明年中国有潜力看到大型储能项目的落地。”
面对潜力巨大的蓝海市场，宁德时代、鹏辉能源、中创新航、亿纬锂能、国轩高科、欣旺达、比克电池等老牌电池厂商快速跑马圈地。
以宁德时代为例，工商信息显示，今年年内其已投资成立18家储能、电池等相关领域子公司，其中专事储能共3家，分别是11月17日设立的宁德时代储能发展有限公司、9月28日设立的天津时代智储科技有限公司和8月5日成立的能建时代（上海）新型储能技术研究院有限公司。
公司表示，目前储能业务已成“第二增长极”。董事长曾毓群甚至曾公开预测，到2030年，动力电池全球市场出货量会达到4800GWh，储能电池需求也会超过1000GWh。
老牌企业抓紧布局，引得众多“新玩家”也纷纷涌向储能。今年以来，试图跨界染指储能的上市公司，其本行可谓五花八门，包括锅炉、水利、空调、工程机械、电脑配件、食品、教育、环保、纺织等。
赛道一旦显现热闹与拥挤，项目就开始遭疯抢。钛媒体APP从企查查获取的数据显示，截至11月初，国内储能相关产品合计完成150起融资事件，披露融资金额超800亿元，投融资频次及披露融资金额均已超过2020年、2021年全年，达到近5年高峰。而2020年、2021年分别合计完成融资48起、91起，披露吸金分别超300亿元、600亿元。
政策驱动与起伏
储能行业火热的推力，首先来自政策驱动。新发展理念下，随着风、光、水等可再生能源装机规模和利用率提升，新能源的波动性、间歇性等技术缺陷日趋凸显，由此产生的电力消纳难、外送难、调峰难等问题严重制约了行业的可持续发展。
“各类新能源，特别是风光等过往鼓励社会资本介入的领域，在过去5年都经历了爆发式的增长。但现在面临的局面是，风光资源丰富的地区往往不是用电大区，风电光电如果无法及时上网，就只能弃电浪费资源。而在存量和增量的新能源电站上，安装储能系统将有效减少浪费，储能增长成为必然。”洛克资本投研部董事总经理李音临对钛媒体APP称。
储能不仅被视为应对新能源大规模并网和消纳的重要手段，更进一步成为构建新型电力系统不可或缺的关键基础设施。此种背景下，政策端从顶层设计与地方支持两方面快速提升。
2017年9月，国家发展改革委等五部门联合发布了《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，这是国家层面首个储能专项政策；2019年出台的《2019～2020年储能行动计划》旨在进一步推进我国储能技术与产业健康发展。
2021年以来，国家及地方储能相关政策频出，600余项政策涵盖储能发展各个方面。其中，《关于加快推动新型储能发展的指导意见》明确目标:至2025年，国内新型储能（除抽水蓄能外的储能系统）装机总规模达30GW以上。《2030年前碳达峰行动方案》则明确定位储能是“双碳”目标的关键支撑技术。
随着政策体系快速形成，以及储能在我国能源产业中的战略定位明确，行业开始跨入规模化发展。
据了解，储能的主要应用场景包括：发电侧，单独或与风能、光伏电站共建，起到电力调峰、辅助动态运行、系统调频、可再生能源并网等作用；电网侧，与气电、火电一同参与电网侧调峰调频，以缓解电网阻塞、延缓输配电设备扩容升级等问题；用户侧，储能可以结合光伏，帮助用户实现错峰用电以节约电费，还可以作为备用电源。
虽然应用场景不少，从中也不难看出，储能的需求来自电力系统，具体而言即主要随电站、电网建设规模而定。后者的政策变化，会给储能带来相当直接的冲击。
2019年5月，发改委印发《输配电定价成本监审办法》，电储能设施未被纳入输配电价，储能形势急转直下；同年12月初，一则国网公司《关于进一步严格控制电网投资的通知》发出，直接宣告储能进入至暗时刻。反映在数据上，截至2019年底，中国已投运储能项目累计装机规模同比仅微增3.8%。
至疫情爆发后，全球达成“减碳”共识，各地为解决频发的弃光弃风等新能源消纳问题，明确要求新能源项目并网应配置一定比例的储能设施，储能才迎来持续、稳定的政策机遇。
商业模式梗阻
对于储能所处的发展阶段，钛媒体APP在走访中了解到，业界普遍认为随着双碳战略的提出与政策支持力度的日渐高涨，储能于2020年之后进入从产业化初期向规模化发展的过渡阶段，随着规模快速增长，虽有一定商业模式雏形，但在相关梗阻之下，一直未能诞生成熟、稳定的盈利机制。这成为制约行业前景的核心问题之一。
“储能肯定是未来的必然方向，但强制配储增加的成本由谁来买单的问题始终未完全解决，缺乏有效机制支持储能自身产生更多运行收益。”四川某私募证券投资基金管理公司基金经理杜信杙向钛媒体APP坦言，在储能火遍市场之际其始终未配置相关标的，最大的疑虑其实就是其商业模式还未完全跑通。
有FA机构负责人也向钛媒体APP表示，“今年很多投资人都在集中看储能项目，但因为还未看到商业模式形成闭环，所以很多人只是看、始终未出手。”
杜信杙说，作为绿电的刚需配套，储能目前主要还是一个成本项目，而非盈利项目。“以光伏电站为例，IRR（内部收益率）现在降到6%-7%，对应的储能IRR也要达到这一水平才具备经济性。但由于各省份资源禀赋不同，储能的盈利能力也不同，部分省份有利可图，但多数省份现在做出来还是不挣钱的。”
对储能系统成本的衡量，市场上常常使用全生命周期度电成本（LOCE）这个指标，也即把储能系统在其生命周期内发生的所有支出折现(包括购置支出、运维支出等），再除以其生命周期内累计放电量而得来。
根据英大证券测算，抽水蓄能的度电成本约为0.23- 0.34元/kWh，电池储能约为0.67元/kWh（未来钠电池/钒电池最低有望下探至0.27/0.44元）。而在目前的应用场景下，氢储能的度电成本则达到1元以上，电磁储能还未完全达到商业化应用条件。
这意味着，目前仅有抽水蓄能达到盈利状态，这也就可以解释为何在当前的储能装机中，抽水蓄能长期占据九成天下，新型储能道阻且长。
“只有收益大于成本，储能项目才有利可图。目前安装储能系统的项目主要通过在电力市场参与调峰补偿和峰谷电差套利获得收益，但多数省份储能项目的该两项收益并不足以覆盖成本。”有不愿具名的储能企业人士向钛媒体APP提到了强配政策下储能项目的现状，以光伏项目为例，建一个光伏电站IRR能做到10%已经很不错了，大约需要十年时间来收回成本。如果再配上20%的储能项目，则投资成本要增加10%-20%，收益率降至7%甚至6%。
于是在储能项目成本与收益倒挂的背景下，一些配储项目仍按常规新能源电站方式调度，储能处于闲置的境地。国家发改委数据显示，2021年投运的储能电站整体运营时段平均利用小时数只有483小时。
共享储能难解“买单”难题
而为解决强配储能使用率不高和投资回报率下降的问题，市场催生出“共享储能”。
2018年，青海省率先提出“共享储能”的概念，是指由第三方投资建设的集中式大型独立储能电站，除了满足自身电站需求外，也为其它新能源电站提供服务。收益点主要包括租赁费、场站服务费、辅助服务补偿、现货交易收益、优先发电权交易等。
但共享储能依然没有市场主体地位，还是电网在主导。一直以来，新型储能由于具有双向调节作用，而无法明确其参与市场的身份，各省市在推出独立储能相关政策时，对储能的充放电电价或者避而不谈，或者以“充放互抵，损耗自担”的方式鼓励储能建设，政策并不具备长期性和稳定性。
“去年开始，共享储能迎来备案潮，但备案了并不意味着一定可以建成，初装成本较高算是一大掣肘。”上述的储能企业人士告诉钛媒体APP，受供需关系和原材料涨价的影响，如今整个储能产业链全线涨价，去年底到现在，储能系统的价格涨幅在20%-30%，导致一些新能源企业的配储成本更高，账更算不过来了。
以目前电化学储能中应用最多的的锂离子电池成本举例，2021年初碳酸锂价格为5.7万元/吨，到2021年底涨至28.5万元/吨，2022年11月22日，电池级碳酸锂价格已经飙涨至59万元/吨。
杜信杙直言，“储能装机上量，一定程度上推升了上游锂资源价格飞涨，反过来，锂高价其实也会限制锂离子电池储能这条技术路线的发展。”
除了电池涨价外，储能系统中的其他组件也在涨价，其中逆变器普遍上涨5%-10%，EMS（能量管理系统）上涨了10%左右。
盈利模式未跑通，“买单人”身份未厘清带来的消极效应也很明显，很多配储往往以低成本作为选择标准。兴储世纪副总裁陈仁钊就向钛媒体APP表示，“有的项目方为了低价中标和存活，主动选择劣质电池、低品质部件、减少必要的主动和被动安全设计，劣币驱逐良币。而一些不成熟厂家的涌入和短平快输出供货，可能导致一系列问题，譬如电芯没有经过严谨的测试验证和评估、系统设计缺陷没有发现和消缺验证、系统各部件东拼西凑没有完成真正的整合和验证等，这些都会带来严重的质量风险和不可控的安全风险。”
“入市”步入深水区
原材料涨价，商业模式未走通，单纯靠指令性的政策驱动，储能必然难抵万亿规模。储能“入市”，探索出盈利模式，靠商业利益驱动才可能实现行业的良性发展已成共识。
好消息是，今年5月24日，国家发改委、国家能源局联合发布了《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》（以下简称《通知》），算是真正聚焦储能盈利难题，从政策上对新型储能在参与市场中关于身份、电价、交易机制、调度运营机制等诸多关键问题予以明确，显示出国家以市场化手段推进储能发展的决心。
钛媒体APP注意到，《通知》首先强调储能“入市”。其中明确，“新型储能可作为独立储能参与电力市场”，“配建的新型储能项目鼓励转为独立储能项目”，“鼓励配建的新型储能与电源联合参与电力市场”。
这意味着，新型储能项目可以不再作为成本项存在，不管是独立入市还是与新能源联合参与市场，储能有了获取收入的渠道。
“新型储能独立市场地位的建设意义是比较大的，也是新型电力系统向纵深发展的需要，首先新型储能作为一种电力服务新业态，可以不再是以‘配角’的身份‘客串’式的吃大锅饭了，二是可以‘另起炉灶’挑起为电力服务的大梁。”北京特亿阳光新能源总裁祁海珅表示，独立的市场地位确立了，储能服务主体的自主经营、自负盈亏的积极性、灵活性都会得到很大提升和改善。
《通知》还“进一步支持用户侧储能发展”。但有分析指出，从目前的技术经济性来看，用户侧储能由于不能长时间提供电力，对于大多数用户来说还属于“鸡肋”的范畴。即便是拉大了峰谷价差，但是考虑到不同的用户对于价格、稳定性的需求不同，短时间储能成本实在太高（而且用户侧储能完全丧失辅助服务的功能）。
“目前国内储能用户侧应用场景主要是工商业，因为国内电价偏低，所以户储难有经济性，包括我们公司的户储产品在内都主打出口。”上述储能企业相关负责人就表示，该公司推出的家储电池系统就主要出口欧洲，国内客户相对较少。
无独有偶，兴储世纪今年也正加大力量在欧洲的布局和拓展，主要在逆变器、便携式电源、户用储能产品等方面培育和发展渠道，同时在美洲积极开拓，完成多个光储互补项目。
这意味着，即便有了新政这一顶层设计，步入深水区的“入市”难题还需要进一步细化的配套规则，才可能推动新型储能真正实现“市场化”。
成本、安全问题下的技术路线争锋
储能产业一个不容忽视的现实是：随着市场规模在短时间内的急剧膨胀，导致诸如新能源配储利用率低、成本较高且缺乏疏导渠道以及安全事故频发等一系列问题的出现，产业生态整体呈现出政策强力驱动下的草莽期诸多特征。
市场追踪数据显示，以两小时储能系统为例，目前储能系统的投标平均价格为1.61元/Wh（最新的投标数据是有些项目已下降到1.4元/Wh左右），而电芯报价已上升到储能系统总报价的七成左右。
2021年以来，由于上游原材料端碳酸锂价格的暴涨，中下游各链条都受到较大压力。在高成本迫使下，不少项目选择了性能较差、投资成本较低的储能产品，这无疑增加了安全隐患。根据中电联发布的数据，2022年1-8月，全国电化学储能项目非计划停机达到329次。
事实上，无论是破解成本压力、靠自身努力扩大盈利空间，还是提高安全，技术上的创新都是最为典型的途径。
“当前借助先进的技术实现能源节约，保障储能材料，是能源资源开发利用的重点任务。”农文旅产业振兴研究院常务副院长袁帅向钛媒体APP表示，储能技术将是中国能源转型破局关键，强化技术攻关，构建新型储能创新体系是产业发展的“杀手锏”。
