本文来自微信公众号：黑鹰光伏（ID：heiyingSL），作者：江南、刘洋，责编：李文友，题图来自：视觉中国
历经多年蓄势和跌宕，储能终将走向碳中和的大江大河。
然而，前途光明，道阻且长；热情澎湃，但也鱼龙混杂。产业狂飙之时，储能的淘汰赛其实已经开始；而未来三年左右，这一产业的排位赛将逐渐明朗，其中还有你的位置吗？
黑鹰分析认为，面对新的淘汰赛和大洗牌，以下十大变局将深刻储能产业的走向与竞争格局，一家之言，欢迎读者朋友共同探讨。
变局一
部分政策重复性、雷同性过多，缺乏环环相扣、步步深入的递进性和持续性。部分地区隔三差五的行政式调整让投资者无所适从，储能示范项目推进困难重重。
2017年底，自五部委联合发布的首个储能行业指导意见以来，储能热度前所未有。乐观的市场预期引来一轮又一轮的“掘金者”，在一个只有数十亿产值的狭小产业里，有大大小小上百家公司，在下游应用空间受限的情况下，储能赛道日益拥挤。
可以说，这个行业的每家公司都在坐“过山车”。遥想2018年7月，国内规模最大的电池储能电站项目——江苏镇江电网储能电站工程并网投运，拉开了电网侧储能的热潮。2019年5月，发改委正式印发《输配电定价成本监审办法》，电储能设施未被纳入输配电价，电网侧储能瞬间降至冰点。
回溯这四年来，国家层面和各地方出台的政策林林总总，但翻阅这些文件政策发现，重复性、雷同性过多，缺乏环环相扣、步步深入的递进性和持续性。大多只是明确了储能的“重要性”，没有配套出台可操作的“实用性”政策。以至于业界评论我国储能处于厂商投资热、研究评论热、主管部门反应平淡的局面。
一些地方性的政策或规定更是让人“眼花缭乱”，隔三差五的行政式调整让投资者无所适从，储能示范项目推进困难重重，有些地方政府为了拉动GDP要求配套投产，这些无疑加大了企业的生存压力。
政策导向关乎产业大局和企业生死。就目前来看，当下的政策难以推动产业取得实质性成效。过往两三年，在储能领域投入力度大的部分企业都不约而同地遭遇财务困境，尤其是“投资+运营”的发展模式基本是储能厂商在透支企业信用，增大了企业的运行风险。
从国外经验来看，在促进电化学储能规模化发展的过程中，政策刺激与市场化机制都不可缺少。在早在五年前举办的一场储能价格创新发展论坛上，国家发改委价格司相关人员就曾表示：除了补贴，政府支持产业发展的手段有很多，比如财政、税收、价格，都是比较普遍的政府支持的几种方式。“我们赞同综合采取财政、税收、价格等手段来支持储能发展。”
储能的不确定性在各地可再生能源配置储能政策中也暴露无遗。有储能企业高管感叹：我们相信地方政府出台相关政策的出发点是好的。但没有了相关细则对储能的技术标准进行限定、或者给出盈利模式，最终的结果只能是像现在这样让储能成为可再生能源项目成本的一部分。
储能产业长远的发展离不开资本的持续进入，政策的模糊和不稳定必然导致投资收益模型的不确定，最终导致资本进入的不确定。可预期并可持续的政策和商业模式是吸引投资的必要条件，毕竟，投资者才是市场一直都在期盼的接盘者和托底者。
从储能厂商角度来看，目前在储能布局的大多数企业都是基于对储能未来发展前景的看好，更关心未来三五年之后的政策路线机会。如果早期的政策能够给企业预留部分合理的利润，只要投资能算过账来，不少企业还是会有投资的意愿，也能为后期可持续的商业模式打下基础。
变局二
安全问题依然在拷问行业发展，一些事故发生后，舆论语焉不详，业界噤若寒蝉，从而以讹传讹导致病毒式恐慌。
归根到底，中国储能产业能否穿越重重迷雾，走向商业化的大江大海，关键还是在于需求、安全和成本这三大要素。一些政策确实能创造需求，但安全和成本才是需求的基础。
过去两三年，储能的相对沉寂和挣扎，根本原因即在于投资收益的不可控因素，并未随时间的推移而消失。反而在国内外一系列安全事故的影响下，增加了投资决策的阻碍力。
相比2018年，2019、2020和2021三年，安全问题所带来的消极矛盾更为突出。外有韩国储能电站连番起火，最终被迫全行业扫荡式整顿的启示；内有国内多起事故发生后，舆论语焉不详，业界噤若寒蝉，从而以讹传讹导致病毒式恐慌。这些都让业主、投资者和政策制定者难免顾虑重重。
事实上，不仅是在国外，在中国安全问题也已成为储能产业面临的瓶颈之一；安全作为储能产业发展的重要基石，仍是行业面临的严峻挑战。继北京‘4·16’大红门储能事故发生以来，全球又陆续发生了多起重大安全事故；黑鹰光伏统计发现，2022年以来，国内行业内已经爆出了20多起安全事故，而时至今日，行业发展仍未形成统一的安全标准和公认的解决方案。
综合梳理，国内储能在电网侧、发电侧、用户侧均出现过不同程度的火灾事故。虽然鲜有正式的通报和报道，但事故是客观存在的，这也一度成为储能圈内争议的焦点。
而这些事故的背后是多重原因造成的。过去几年，储能市场逐渐升温，各路资本相继进入。在行业的初期，市场难免鱼龙混杂，既有宁德时代、比亚迪这样的独角兽，也有大量企图赚快钱的中小企业。
在市场不成熟的前提下，从业主、投资商到设备商，更在意的是价格和成本，对产品的风险控制和安全并没有足够的认识。同时，起火事故的背后还折射出现有监管能力的缺失。与电动汽车行业100多项国家标准相比，储能行业的国家标准还不到20项，且其消防安全国标至今不存在。
储能不安全，就不发展储能了吗？对于新鲜事物，行业内外得允许其有个试错的过程。目前从事锂电研发的有数十万人，只要电动汽车还有存在价值，技术发展到一定阶段，锂电安全问题一定是可以解决的。
况且储能电站的空间更大，解决的手段比电动汽车更多。“储能对重量和体积不像电动车那样敏感，储能电站可以连接消防水源，实现安全可采取的措施更多，成本更少。”烟台创为新能源创始人张立磊认为。
在创为新能源看来，储能安全应该秉承“预防为主、防消结合”的原则，系统的设计必须要以绝对安全为目标。但在实践过程中，消防系统仍处于边缘地位。有些系统集成商为节省成本，仍然以牺牲安全代价压低成本。由于消防系统只属于储能电站的一个配套系统，往往处于丙方或丁方的位置，无法要求或建议甲方按此种技术配置消防设施。
纵观国内外的起火事故，黑鹰团队认为，中国储能行业有三大问题需要反思：首先，国家、行业协会及团体应该设立更多、更细致的标准来规范行业的发展，通过标准来提高行业准入门槛，将不合格的储能厂商，清理出市场。
其次，国家或行业层面应该对国内储能电站起火事故展开调查，向行业公开事故起因。事故的发生应该对行业起到警示借鉴作用，而不是成为以讹传讹的工具，更不应该成为不同技术路线和竞争对手之间互相攻击的手段。
再次，对于众多业主和投资商来说，在市场良莠不齐的情况下，选择有技术实力尤其在国外市场历经考验的系统集成商是更为合适的选择。
变局三
供应链价格剧烈波动，恶意的低价竞争依然存在，行业的不透明正在影响潜在投资者的投资热情。
从2018年至今，事实上，储能行业的价格战一直在继续。
不管供应链博弈如何，“没有最低，只有更低”，这正是储能产业的真实写照。
在业内人士看来，非理性的价格比拼容易引发安全问题，另外可能会埋下产品质量隐患，影响产品在全生命周期内的持续表现，对行业造成毁灭性打击。
与价格战如影随形的是，劣币驱逐良币的现象正在上演。
以相对较为简单的产品储能集装箱为例，一个40尺的集装箱最便宜的可以做到20万，最贵的需要80万，价格相差好几倍。
如此乱象，究竟为何？是技术进步神速而迅速降低成本，还是迫于生存压力下的赔本赚吆喝？这些低价格的产品质量又是否有保障？
更为关键的是，许多中标的企业并非一线有实力的企业，财务状况和经营状况令人堪忧，甚至能否提供全生命周期的售后服务也是个未知数。
行业要良性发展，降低成本成为必然。从储能系统成本构成可以发现，目前电池成本约占60%，PCS占比15%，BMS占比10%，EMS占比5%~10%，其它配件5%。各个环节都有降价空间，显然，电池成本的下降对整个度电成本的下降发挥着举足轻重的作用。
三年前，国轩高科储能技术负责人曾表示：“铁锂电芯目前的价格大约在0.8元~0.9元/Wh，未来两年能做到0.6元/Wh已是极限。”未来成本能否大幅下降首先要看市场规模。
从目前主流厂商反馈的信息来看，在保证性能和品质的基础上，系统成本每年按10%的速度下降是比较合理的（供应链大幅涨价情况不在此列）。另外通过提升系统的循环寿命和效率也是一种变相的成本下降，而不能一味靠压低设备价格。
黑鹰光伏很了解到，目前储能市场上的低报价大多通过三种形式来实现：1.电池企业主动降低成本或者消纳库存压力；2.不生产电芯的系统集成商选择低价的供应商；3.亏本抢项目。
纵观全行业，现在储能市场还是大浪淘沙的过程，而且市场空间很大。亏本低价去抢客户也不可能覆盖整个市场。如果说纯粹的亏本低价抢项目对企业来说不足畏惧，那么其他两个低报价的实现形式则可能对行业产生较大的负面影响。
行业需要透明。强烈的价格厮杀，对于很多企业而言，不跟随就意味着出局。有业内人士透露，夸大电池的循环寿命正成为行业的潜规则。
在对外宣传和投标的时候，厂商都会号称自身的储能系统有超过5000次的循环寿命。“铁锂储能系统在1C情况下循环寿命会在4000次左右，0.5C的大概在6000次左右。在选用优质电芯的情况下，实际上只有极少数集成商能做到。”
一般来说，这仍是基于实验室的数据，电池厂商都会选择最适合电池运行的环境做测试，实际使用工况往往差别巨大。如果放到复杂环境、极低或者极高温度下，结果可能有天壤之别。
作为一个全新的产业，储能还缺乏相应的规范和标准。“每家的储能产品不一样，很难通过测试来判断它未来每一年的表现。如何区分产品的好与坏，现在没有一个好的标准。”
一家大型储能厂商无奈地向黑鹰光伏表示，“怎么评价合作伙伴的电芯，自己心里也是没底的。如果几年后产品出现问题，很多电池厂可能都已经倒闭了。”
黑鹰从知情人士处获悉，从目前已经投运的大型储能电站来看，储能系统普遍达不到设计的充放次数，整体系统效率也并未达到预期的目标，不少电站都处于半停运状态。
有业内人士估计，后续关于储能电站的纠纷和索赔会很多。由于前期很多做储能的不专业，用的都不是好产品，在后续的使用过程中会发现设备的性能并没有预期那么好。
行业的不透明正在影响潜在投资者的投资热情。“现在很多人都被蒙在鼓里，系统循环寿命到底是5000次还是6000次，效率是85%还是88%，只有确保数据是准确的，业主和投资者才会放心。现在所有搞技术的，搞投资的，或者是搞项目运营的，都不知道真实的情况。”有资深储能行业观察人士坦言。
尽管不少企业在储能领域布局和投入，但是真正赚钱的项目仍屈指可数。有业内专家认为：“投了2000度电的集装箱，最终真正有用的只有1500度，最后连成本都收不回。收益若没有达到，基金公司和银行就会退出。导致大家对行业没信心，这才是行业问题的根源。”
综合各方建议，应该由国家层面组织牵头成立一个独立的第三方公正平台，对前期投运的储能电站实际运行状况进行统计分析，用数据说话。这样对投资方、总包方、设备商乃至整个产业都有一个正确的引导。
对于众多的储能从业者来说，如果不跳出当下的困局来考虑行业整体的前途，没有人能独善其身。“大家对储能的预期太高，靠低价把不成熟的技术过早地推向风口浪尖。只有电池技术有新的突破，储能才有未来。两年之后，相信大家对储能会有进一步的认知。”一位老牌储能厂商的技术人员说。
应对供应链博弈风险。不容忽视的是，去年至今，储能的整个产业链全线涨价。牵一发而动全身，储能产业链价格沿着“碳酸锂-正极材料-储能电芯-储能设备”的链条依次传导。而翻看储能企业2022年（前三季）核心经营数据，其平均毛利润基本都到不了20%，相当于涨价吞掉了利润。如此一来，企业很难受，要么保持市场占有率，放弃部分利润；要么维持利润，放弃一些市场份额，可谓左右为难、举步维艰。
如何解决？黑鹰光伏了解到，目前主要靠企业自身去消化吸收原材料涨价带来的成本压力，但过往两年的涨价范围广、幅度大，已经对行业健康发展产生了不小的冲击。正是近来一些关键原材料价格维持较高位置，储能系统的度电成本并未显著下滑。随着技术的进步，电池乃至整个系统的成本下降是可以预期的趋势。成本突破临界点，就是抵近商业化的时刻，行业也无可避免的到了大洗牌的前夜。
前有原材料涨价压力，后有市场降本需求，储能企业正在面临巨大压力和挑战。很多人可能还没感受到，价格上涨，身处其中才能感到真正的痛，别看涨了两三毛钱，但对一些项目来讲，这就是做还是不做的分界线。对一些企业来讲，可能就意味着是要坚守还是放弃，一些企业可能因此会被淘汰出局。
2022年，IGBT价格上涨了20%以上。IGBT可能是未来储能会面临的很大的一个挑战。如今的储能整体上仍处于小规模示范阶段，等到2023年规模化爆发，就会发现IGBT供应是一个极其掣肘的问题，“这需要行业共同努力做好准备，包括从国产替代上进行突破。”
变局四
电网的定位与态度，怕电网不来，又怕电网乱来！
作为2018中国储能主力军的电网侧储能却在2019年遭受重挫。2019年4月22日，随着国家发改委《输配电定价成本监审办法（修订征求意见稿）》出台，电网公司将储能纳入输配资产的愿望暂时落空。
意见出台后，清华大学教授夏清曾给发改委写了一封长信表达自己的异议。夏清认为，政策应该引导电网理性投资储能，只有电网拥抱储能技术，储能才有未来。
“一刀切”的政策引发了很多争议。支持者认为，电网公司将会更加聚焦电网主业，在其他非垄断与电网相关的辅业进行全面市场化，从而进一步完善电力市场体制的建设。
反对者认为，以往电力系统所有的规划都是按照最大负荷来设计的，储能在电网最大的价值在于替代尖峰。如果储能不能进入输配资产，只能逼迫电网来投资更多的变电站，造成更大的浪费，最终还是由全民买单。
国网曾在2019年上半年工作会上明确，电网侧大规模储能建设暂缓，本来已经规划了多个大规模的电网侧储能，要全部停下来。
有多位业内人士认为，储能最大的价值在电网侧。尽管新能源、用户侧削峰填谷都会用到储能技术，但只有电网可以把这几个系统融合起来，尤其大规模储能电站因其响应速度快和控制精准以及具有双向调节等特性，能够在调峰调频等事关电网安全方面发挥重要作用。
“怕电网不来，又怕电网乱来。”恐怕是大多数储能从业者的心态。储能的价值需要电网认可，但又不希望电网介入太深。2018年，国家电网主导的电网侧项目基本都由电网下属公司来投资建设。与此同时，电网手握调度大权，引起其它市场主体对竞争不公的担忧。
市场一份测算数据指出，电网侧投资储能，可将馈线改造扩容时限延缓3年，相比兴建变电站，投资建设成本降低约30%左右。
从三年前开始，各地电网负荷屡创新高，如果用成本更小、价值和效率更高的储能替代传统的输配电网，这部分价值该如何认定？如果由社会资本投资，电网是否愿意买单？成本又该如何疏导？不可否认的是，只有让储能进入电网，储能的多方面价值才能得到最大程度的发挥，电网的一举一动会在很大程度上决定行业未来的走向。
如果回顾中国储能的发展里程，可以发现，国家电网对储能应用的研究重点从新能源发电侧、转移到电网侧储能、如今又重新回到了新能源发电侧。
电网层面，2021年以来，在“3060”目标牵引下，在国家意志大政方针下，也有一些积极的消息传出来。
比如，2021年4月14日，国家电网有限公司董事会二届十八次会议召开。国家电网相关领导在讲话中强调：公司上下要始终胸怀“两个大局”，确保中央决策部署在公司不折不扣落地落实。要加快构建以新能源为主体的新型电力系统，当好能源清洁低碳转型的先行者、推动者、引领者。
变局五
跨界者参差不齐，鱼龙混杂，助力行业还是扰乱行业；是真金白银投资，还是配合炒作？
“双碳”趋势下，储能成为最火热赛道之一，各路资本加速涌入这一领域，跨界者可谓不计其数，鱼龙混杂。
据黑鹰光伏统计，去年以来，涉足储能的资本投资高达200多起，其中成功上市者就有中创新航、首航新能源、华宝新能等。从资本端而言，储能概念已经热到发烫。此外，储能不仅吸引相关产业链入局加速，还有从其他行业入局者纷纷涌入。
进入2022年至今，各路企业和资本跨界光伏，又呈现出一大新的特点，即一大批A股上市企业集体跨界，又一批“新玩家”正扎堆进军光伏产业。这其中有做地产的、乳业的、做玩具的，甚至有生猪养殖的也蜂拥而至。
是凑热闹式的投机迎合还是储能“新手”的创新转型？市场上关于上市公司扎堆跨界储能的观点也出现了分歧，一边是相关个股连封涨停，另一边却引发“不务正业”的质疑。有电新行业分析师甚至亲自下场吐槽“仿佛看到了当年的PPT养猪”。
过去一年内，已有20余家上市企业跨界投资储能，比如，明阳智能、美的集团、传艺科技、永泰能源、安孚科技、杭锅股份等等，杭锅股份更是直接改名为西子洁能，看来是对储能的热爱不是一点点。
与此同时，特别值得注意的是，由于储能产业仍处于商业化初期，产业竞争格局远未定型，这一领域也出现了一些快速崛起的黑马，比如派能科技、海辰储能和新上市华宝新能源等。
是真金白银投资，还是配合炒作？不少投资者质疑：市值几十亿元的一些企业，甚至去年还业绩亏损，如何撬动百亿甚至数百亿级项目？
但无论目的如何，从整个大趋势和变化来观察，结合一些更早跨界储能企业的布局与进展来看，大量企业与资本的进入，终将冲击和改变储能产业固有的竞争与发展格局。结合经济大环境与储能发展，可以预期，十四五甚至十五五期间，将有更多资本跨界到储能赛道中来。
变局六
系统集成乱象丛生，专一的系统集成商缺乏，在与大企业和业主的合作过程中，系统集成商普遍缺乏话语权，甚至有些系统集成商前期都是在“赔本赚吆喝”。
“建一个储能电站容易，从‘无’变成‘有’很简单，要做到高效率、低成本却很难。”这已成为大多数储能从业者的共识。“高效率、低成本”，对众多的储能企业来说，这是一个目标，也是一道不小的门槛。
在这其中，系统集成的重要性正在与日俱增，向上衔接上游厂商，向下打通甲方服务，是产业链最为重要的一环。但系统集成是一项较为庞杂的业务，技术的门槛最高，不仅涉及到电化学、电力电子、IT、电网调度等诸多领域和技术，还要深度理解下游不同行业的应用场景，实现难度最大。
当下，所有的主流储能企业都在向系统集成的方向走，对这块阵地的争夺几乎进入了白热化阶段。由电池企业、PCS企业、电网下属企业、风电光伏设备制造商、储能项目开发商、电动汽车企业等设备厂商组成的庞大群体正成为国内储能系统集成领域的主要参与者。这些为数众多的公司，正围绕“系统集成”领域展开一场残酷的厮杀，大洗牌在所难免。
1. 一体化or专业化？
从实际玩法来看，各类型企业都有自己的战略打法及布局。既有比亚迪这样采用全产业链的发展模式，储能系统的主要部件电芯、PCS，全部由自己制造以降低各环节成本；也有像北控清洁能源这样走专业化集成的路子，电芯、PCS等硬件几乎全部来自外部采购；此外还有大量的PCS、电池企业以自身的产品为核心，往系统集成方向延伸。
每家企业都有自己的优势和基因，孰优孰劣尚无定论。在这个烧钱的行业里，产业链每个环节都有一定的门槛，需要相当的资金与人力投入，也有大批企业在深耕。全产业链模式说起来容易，做起来非常难。这种模式比较“重”，需要强大的实力做支撑，运作不好也会有极大的风险。
不止一位行业人士向黑鹰光伏表示，好的系统集成不是简单的把PCS、电池、集装箱等部件拿过来拼凑在一起，而是要在对各部件性能充分了解基础上，最大化地释放电池的潜能，涉及到电池管理系统、PCS、EMS、安全消防等一系列问题，需要对整个储能系统有一种系统性的思维。集成化的储能系统与其说是一个产品，不如说是一项纷繁复杂的工程。
在整个市场处于一片红海之际，项目大多没有经济性的情况下，为了完成技术验证和业绩记录，不少企业主动延伸自己的业务范围，设备制造商开始涉足系统集成、EPC总包，系统集成商开始扮演起“投资+运营”的角色。
扩大业务半径虽然让公司进入了一个更大规模的市场，但也对公司的资金和技术实力提出了更高的要求。实际上，在国内能实现一体化集成与服务的厂家仍屈指可数。在某些专项的电池、PCS、BMS领域，部分厂家具备了脱颖而出的实力，但其中大部分暂时还不具备提供整体解决方案的能力。
当前由于产业链各个环节还不完善，系统集成大多还处于粗放式的“组装机”阶段。产业若要良性发展，告别粗制滥造，走向精细化成为必然。可以预见的是，在经历初期的野蛮生长后，行业竞争的加剧将会将规模小、水平低的系统集成商淘汰出局。
彭博新能源财经的一份研究报告认为，未来随着中国储能市场规模扩大、商业模式逐渐成熟，众多的电池和PCS厂商将逐渐回归到设备供应商的角色，而具有更强财务能力的能源企业、工业企业将成为主要的项目开发商。
2. 专业系统集成商的喜与忧
观察中国储能市场的主要玩家不难发现，缺乏独立的第三方系统集成商，是中国市场与海外市场的最大不同点。究其原因，还是市场空间的受限。在产业发展初期，订单比较少，以设备厂商为主导的市场，更关心的是如何将设备销售出去，整体产能供过于求，竞争惨烈，利润稀薄，碎片化的市场不足以让第三方集成商存活下来。
随着储能技术的快速迭代和用户需求的不断变化，越来越多的储能企业开始认识到自身并不具备系统集成的能力，需要由专业的系统集成商来提供服务。
“其实很多厂家并不愿意去做系统集成，除了并不擅长外，牵涉的事情太多，费力不讨好，尤其是越大的公司越不愿意直接参与。”珠海瓦特电力设备有限公司一位研发总监表示。
事实上，有些企业还有更深层次的考量，如果自己做系统集成出了质量问题，这个品质问题的锅，最后要全部自己背。而如果是第三方来集成，就自然地找了一个“背锅”的人。
无论是从长远的发展还是现实的需要来看，行业需要有技术实力的系统集成商来提供专业化服务。矛盾的是，国内的业主普遍更看重的是硬件，不重视服务。系统集成作为一项服务，如何衡量系统集成的价值并没有相关的标准。
此外，在与大企业和业主的合作过程中，系统集成商普遍缺乏话语权，甚至有些系统集成商前期都是在“赔本赚吆喝”，如果不合作，企业自身的品牌效应很难打造，不能形成标杆示范效应。“有一些项目业主指定了电池、PCS、BMS等设备的厂家，系统集成商最后可供选择的只剩集装箱了。”一位行业内多年的从业者感慨。
总的来说，专业的系统集成商当下主要面临三大瓶颈：目前行业大部分都是非标订单，难以形成规模效应；系统集成需要对储能系统及行业应用场景有深刻理解，技术实力不足的话，很难实现跨应用场景接单；整个行业付款条件差，需要足够的资金来投入研发和运营。
如何能够实现与电力更加深度的融合，以便满足电力对安全、可靠、高效、经济性等方面的要求，一直是储能推广过程中面临的难题之一。系统集成代表技术应用的能力，一个项目最终能否取得成功和实现盈利多少，系统集成商将在其中扮演越来越重要的角色 。
有业内人士预计，未来，储能市场的整合将会加剧，专业的集成商将依托其创新发展的能力与差异化的增值服务，获得更多的市场机会。
变局七
商业模式之困，价格竞争还是价值竞争？如何让新能源配储产生价值，让行业从政策驱动演变为市场驱动是破解问题的关键。
尽管前景明朗，但当前不少储能项目面临着沦为“摆设”的尴尬现状。某新能源项目开发商向记者坦言，在新能源配储政策要求面前非常被动，“硬扣在我们头上，无形中增加了企业10%到20%的成本。”
与资本和产业链狂热对比的是，2022年11月8日，中电联发布《新能源配储能运行情况调研报告》指出，新能源配储能存在利用率不高、成本难以消化、分散方式难发挥有效作用、配置的合理性及规模缺乏科学论证等问题。新能源配储能的电化学储能项目平均等效利用系数仅12.2%。其中新能源配储能利用系数仅为6.1%，火电厂配储能为15.3%，电网侧储能为14.8%，用户储能为28.3%。新能源配储能调用频次、等效利用系数、利用率大大低于火电厂配储能、电网储能和用户储能。
新能源配储利用率低的现实问题既让政策制定者甚为尴尬，也让投资者积极性大打折扣，更为储能产业的后续发展增加了忧患。在看似火爆的赛道下，储能的“虚”火其实不小，储能电站的运行效果目前还没有全国统一的可定期发展的透明公开信息，难以让业界信服。同时也为政策导向、行业规范和标准体系建设带来困惑，一旦扭曲的虚假繁荣遮蔽了业界的视角，无疑会误导行业的健康持续发展，影响能源转型的进程。
俞振华指出，相对水电、燃气轮机等传统机组，储能在高频短时调频服务、提升传统电力系统灵活性方面的优势明显，但其参与电力服务、降低系统成本的价值尚未完全得到市场认可。
“项目配套储能后，很多业主却不知道如何用，储能建设要求、配储并网细则等内容并不明确。”江苏海基新能源董事长余峰认为，新能源配置储能更多是应付电网并网要求，企业为了不断压缩成本，导致产品质量参差不齐。长远来看，并不利于储能行业健康发展。
如何让新能源配储产生价值，让行业从政策驱动演变为市场驱动是破解问题的关键。以发展最为迅速的电化学储能来说，当前的商业模式主要分为几类：用户侧以峰谷电价差套利；电源侧与火电和新能源一起参与辅助服务，增加新能源电站增发电量；电网侧通过租赁储能电站赚取收益。
“大家最关心储能的商业模式。”在裴哲义看来，电化学储能布局灵活、响应速度快、能量效率高，是未来发展方向。他建议，深入研究储能参与调峰、调频、备用等辅助服务市场的市场主体定位、价格形成机制和交易模式，通过建立市场机制，创新开展储能调峰辅助服务以及参与新能源消纳市场化交易，进一步完善储能运行商业模式。
中国广核新能源控股有限公司科技创新中心主任汤建方认为，独立储能电站或是行业未来发展的理想选择，其成本边界更为清晰，新能源开发商参与意愿更强。
目前国内光伏和风电场配备储能系统的主要收入来源是提供调峰服务，但按照目前的补偿标准，电站配备储能提供调峰服务并不划算。
据悉，目前储能电池一度电的储存成本在0.5~0.6元，如果再加上运行成本和能量损耗，成本要到0.8~0.9元/kWh，但大部分的调峰补偿价格都比这个数字要低。因此储能项目宁愿闲置也不愿意调用来参与调峰。正如《白皮书》指出，“已建储能项目大多还未形成稳定合理的收益模式”，“强配储能并网闲置的现象普遍存在”。
在此背景下，虽然国内有20多个省市下发相关文件要求新能源装机“强配”储能，但由于没有稳定合理的收益，导致储能项目白白投入、只能闲置，电站开发的利润空间反而被压缩。
尤其是在光伏、风电平价上网、上游原材料价格同样上升的情况下，电站开发企业的收益率本身就受到负面影响，势必会压缩储能这种额外成本，追求更低的价格而非储能系统的品质和耐用性。如某上市企业就在投资者交流会上表示，针对国内强配储能的要求，“尽量使用二线品牌的电芯。”
这一做法又会进一步造成储能企业的价格战，上游原材料的涨价难以有效传导，只能由储能企业自身消化吸收。尤其是自身实力较弱的中小企业，举步维艰。
变局八
非技术成本高企，土地税费、并网测试、电网接入、倒卖路条等各种中间费也无形拉高了储能投资成本，这些税费完全“吞噬”了企业本来稀薄的利润。
与光伏类似，储能目前仍是草根推动的产业。企业资金储备较为薄弱，基本上都面临一定的资金压力。
融资难成为储能企业的另一座大山。比起风电、光伏，储能没有明确的一个国家政策的支持，银行在进行项目融资时对主体授信要求较高。融资租赁作为一种创新融资手段，在储能电站的资金来源中正扮演越来越重要的角色。
据华润租赁有限公司内部人士介绍，融资租赁机构主流业务在于大型租赁项目，目前大部分商业化的储能项目仍然偏小。针对盈利前景比较好的火电储能联合调频项目，融资租赁的年利率在9%左右。
相比火电储能AGC领域，用户侧储能融资更是难上加难。在工商业电价不断下降和系统集成能力参差不齐的情况下，不少用户侧项目投资收益低于预期。根据世界银行官网公布的项目评估报告，早期储能项目的平均财务回报在5%~7%之间。在当前的金融环境下，用户侧储能项目很难得到金融机构的青睐。
终归，新兴产业的发展绝对离不开资本的支持。但看不到未来收益希望，逐利的资本也没理由做亏本的买卖。客观地说，目前市场对储能的投资还是有热情的。但储能项目并不算优质投资也是事实。现在项目收益来源太单一，而且政策的变化太快、太剧烈。
此外，土地税费、并网测试、电网接入、倒卖路条等各种中间费也无形拉高了储能投资成本，这些税费完全“吞噬”了企业本来稀薄的利润。尽管非技术成本已经成为制约行业发展的主要因素之一，但是这一部分成本的降低，企业往往无能为力，只能寄希望于国家政策的调整和规范。
变局九
电改推进与市场机制，行业进入了“鸡生蛋、蛋生鸡”的循环。
目前用户侧和可再生能源都面临商业模式单一的问题，不少人将此归结于当前的储能的价格太高。在先有规模还是先降成本上，行业进入了“鸡生蛋、蛋生鸡”的死循环。
究其原因，储能成本不是应用的障碍，机制才是。储能有4~5种功能，甚至更多。在没有公平的市场环境和按效果付费的价格机制下，储能的多重应用价值无法得以充分体现。用中关村储能产业技术联盟理事长陈海生的话说，“相当于打了四五份工，只给一份工资”。
没有好的机制，降成本无异于缘木求鱼。据了解，在目前一些地区的电价水平下，用户侧项目已经到了利润边缘化的境地，很多项目甚至都是在亏本。
有业内人士认为，一味地降低成本将无法保证产品的质量，且容易引发后期的安全事故，对产业的健康发展非常不利。只有当市场具有一定规模后，企业自然会在竞争中带动设备价格持续走低，产业方能进入良性循环的发展轨道。
当下，电力辅助服务市场和现货市场在国内仍然处于初级建设阶段，储能可参与的空间依然有限。只有山西、蒙西、京津唐、广东四地打开了火电储能联合调频的市场空间，但参与调频的主体仍是火电机组，离业界期盼的“独立市场主体”地位还有差距。
再者，参与电力市场的各方正在进行博弈，储能能否发挥其作用还是要看新电改推进最终的力度。
综上，黑鹰光伏分析认为，如果新一轮电改不能建立起一个有效的市场配置资源的机制，储能仍只能在一些小的领域，发挥有限的辅助作用。
变局十
趋势向好，变数叠加，储能产业终将会进入综合能力的比拼，谁的未来？
诸多变数叠加之下，储能产业的机遇与挑战并存。从趋势上看，储能商业化发展的基础已经具备，风口已经打开，这一产业终将成为一条“坡长雪厚”的黄金赛道。
不过，这一趋势与发展过程中，产业必然还要克服诸多困难，行业也必然还需要一轮甚至数轮的优胜劣汰与洗牌。
具体到2023年的发展，诸多观察人士与业内人士均判断：储能行业将在2023年实现更为强势的增长。
北京的首创证券股份有限公司分析师董海军预期，2023年全球储能超过100吉瓦时，增长100%左右。
GGII预计，“十四五”储能锂电池的总出货量年复合增长将超过50%，到2025年，全球储能电池出货量将逼近500GWh；到2030年，全球储能电池市场将达2万亿。
中国化学与物理电源行业协会预计，在2021年到2025年的5年里，储能行业将保持55%至70%的年增长率。
平安证券的分析师皮秀分析：“整体来看，考虑2022年招标规模的放量、后续风光大基地项目落地对储能需求的拉动，我们对2023年国内新型需求较为乐观，预计有望达到30吉瓦时。”
CNESA理事长、中国能源研究会储能专委会主任委员陈海生称，2023年，随着“双碳”战略下的储能需求的扩大，储能技术性能与成本的持续改善，加以政策支持，中国储能将大概率迎来高速发展的一年。
从全球区域市场差异与需求看，近年来，全球新增投运新型储能项目地区主要在美国、欧洲和中国，合计占全球市场高达80%。除了国内市场，欧美等海外地区成为支撑储能企业业绩增长的第二曲线。综合分析，未来市场，其一，户储在欧洲是高电价下的刚需，渗透率仍有较大提升空间；其二，大储是中美两国的装机主力，有望快速放量。特别值得注意的是，伴随国内新能源配储的放量，国内储能市场机遇可能进一步打开。
Infolink Consulting资深分析师袁芳伟判断，中国是一个储能市场成长最快的地区，未来会超越美国成为全球最大的储能市场。原因在于：一是2021年以来，全国大部分省份要求风光电站配置储能，而且配套比例有进一步提升；二是中国是全球最大的光伏市场，将带动储能市场需求。
如果将2022年视作国内储能市场爆发之年，那么2023年或将迎来全球储能市场爆发。与过去一直助长全球储能市场的户用储能所不同，储能规模化发展的条件已经成熟，随着风电、光伏发电成本与锂电池的成本降幅显著，全球正朝着“新能源+储能”平价的方向发展。
对比国内，美国、欧洲等发达地区储能市场化发展机制已经建立，受海外电价中枢上移和电价波动加剧，储能收益将进一步提升。而且，随着上游产能释放和原材料拐点接近，储能装机成本正在重回下行通道。所以，大型储能将是引发全球储能市场爆发的新增量。
另一方面，包括美国、德国等多个国家在内，高电价下户用储能正在成为刚需，全球户储渗透率和装机量将在2023年飙升到一个新的峰值。
更长远来看，未来伴随相关政策的颁布，以及储能商业模式的成熟，整个产业将会加速从“成本竞争”转向“价值竞争”，这是必然要经历的一个阶段。
目前，储能行业还是百家争鸣，经过两到三年验证后，行业会进入高速发展，进一步优胜劣汰，会逐渐形成和出现主流方案，然后就是一到两家引领。而后，产业进入充分的市场化，进入更为实在的技术、产品、供应链与品牌的竞争，其中任何一个要素都会影响一个企业的发展。
简言之，储能产业终将会进入综合能力的比拼。
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