交易是储能的“照妖镜” 当前信息

储能行业爆火。这样的结论无论放在资本市场、招投标市场还是整个能源领域都成立。

爆火究竟是一种怎样的状态？如果上述市场的数据变动不够生动，那么刚刚结束的第十一届储能国际峰会暨展览会现场攒动的人流应该是更有力的证明。

本次峰会选在首钢会展中心，即便从市中心乘坐地铁过去也要花费近一个半小时，但在展会首日，入场观众已经达到了史无前例的6万人次，展馆内一度重现北京地铁早高峰时的人流盛况。

【资料图】

有人的地方就是江湖。在储能的江湖，观众可能在看热闹，而身处其中的企业已经真真切切地感受到火热背后的行业压力以及竞争的升级。

某细分领域零部件厂商在与记者交流时坦言：“我从业十多年，遇到的同领域友商数量加起来都没有近两年多。我最近时常困惑，这些我从业以来从未听闻过的企业究竟是从哪里涌出来的？关键是我要如何冲出层层低价产品‘重围’，让市场关注到我们产品的专业性？”

细分领域尚且如此，储能“兵家必争之地”——系统集成领域的竞争之激烈已无须赘言，所有参与者都明白，未来一场行业大洗牌在所难免，但如今，所有人都铆足了劲，只为了见证一件事：储能的未来究竟是谁的未来？

兴也配储 困也配储

2022年是储能行业高速增长的一年。根据中关村储能联盟数据，2022年新型储能新增投运项目装机规模达7.3GW/15.9GWh，同比增长200%，甚至超过过去十年累计装机规模。

实际上，储能的发展历程并非一路狂飙。4年前，随着电储能设施纳入输配电价的愿望落空，曾被寄予厚望的电网侧储能熄火，储能的未来一度找不到出路。好在，转折发生在下一年。

2020年，包括湖南、内蒙古、河南、山东等多省份相继发布相关政策，明确要求储能项目要与省内风、光项目同步投产，配置比例大多规定为10%—20%。在能源清洁化转型的大背景下，与风、光绑定的储能正式打开市场增量空间，产业发展开启高速模式。

2020年，中国新增投运电化学储能项目首次突破GW大关，达到1.56GW，同比增长91.2%。其中，电源侧储能装机规模最大，超过580MW。2021年，新型储能新增规模继续扩大，突破2GW，而从接入位置来看，用以支持可再生能源并网的电源侧项目仍是市场主导。

在这样的背景下，“储能的未来在于新能源”的认知几乎成为行业共识。然而，远景集团高级副总裁田庆军却提醒，新能源强配储能，短期之内是利好，但从长期来看，强配储能容易给行业埋下粗放发展的隐患。

新能源配储的作用之所以产生南辕北辙的转变，根源在于商业模式之困。中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华表示，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。

盈利渠道不明确，储能启用的成本却实实在在摆在眼前，这就使得目前装机最多的电源侧储能反而成为利用率最低的项目。中电联发布的《新能源配储能运行情况调研报告》显示，新能源配储项目等效利用系数仅为6.1%，远低于火电厂配储能的15.3%，电网储能的14.8%以及用户储能的28.3%。

这就意味着，对于新能源开发企业而言，难以产生收益的电源侧储能几乎属于沉没成本，再加上电网缺乏对于并网储能的配置标准，开发企业更倾向于将储能作为可再生能源优先并网的工具，从而选择性能较差、初始成本较低的储能产品。

在市场价格为王的导向下，2023年3月，4小时储能系统的最低投标价格已经下探至1.07元/Wh。

“现在，原本应该拼研发、拼技术、拼行业认知的市场竞争几乎成了只拼价格的‘肉搏战’，在低报价面前，研发投入越多越难捱，只能咬咬牙硬抗。”某头部储能集成厂商工作人员无奈地向记者表示。

新能源配储的逻辑

尽管新能源与储能的强行捆绑成为储能行业低价竞争的重要诱因，但实际上，对于未来要构建的以新能源为主体的新型电力系统而言，储能是必不可少的“压舱石”。

根据国家能源局数据，截至2022年底，中国可再生能源装机已达到12.13亿千瓦，占全国发电总装机的47.3%；2022年，风电、光伏发电量达到1.19万亿千瓦时，占全社会用电量的13.8%。国家能源局最新发布的《2023年能源工作指导意见》提出，2023年风电、光伏发电量占全社会用电量的比重将进一步提高至15.3%。

然而，随着新能源高比例大规模接入电网，其间歇性、随机性、波动性特点使得电力平衡保障矛盾愈发突出。为保障新能源的顺利并网及电网的平稳运行，电网迫切需要提升系统的调节能力。

值得注意的是，在所有可提升电力系统可靠性和调节能力的选项中，储能是必选项和最优解。因为目前，电网本身的系统弹性及传统煤电机组灵活调节能力已经接近接极限。

一方面，国网能源研究院原院长张运洲曾表示，当新能源电量的渗透率超过15%，即会引发电源、电网系统成本的大幅上升；另一方面，因频繁被调用参与启停调峰，传统煤电机组的经济性及安全性也已经“如履薄冰”。

据某省披露的机组状态数据，仅2023年第一季度，市场化煤电机组的启动次数就多达550次，其中包括约130次的机组日内启停。事实上，一般情况下，国内大部分燃煤机组自服役以来，每年的平均启停次数大概在3-5次，超过10次已属于极偶然事件。然而，随着新能源渗透率进一步提升，煤机每年十余次的启停已成为可预期的常态。

基于种种现实的考量，新能源与储能的绑定顺理成章，而按照“谁的收益谁分享，谁的成本谁承担”的原则，由新能源开发商承担储能成本也无可厚非。目前看来，新能源+储能模式最主要的症结在于，通过行政手段强行将二者捆绑的方式已不合时宜。

上述集成厂商工作人员告诉记者，“一些厂商不顾产品性能，敢于报低价的原因在于，他们很清楚因为政策的强制性和并网的迫切性，低质低价的产品一定不愁销路。”

田庆军则向记者表示，“目前来看，政策对于储能的促进作用还是相当明显。但在新能源配储方面，我们希望政策的导向是取消强制配额，给储能一个清晰的定位并把主动权交给市场，让市场来配置资源。”

未来是谁的未来？

令人欣喜的是，“让储能产生价值，尽可能使行业从政策驱动演变为市场驱动”已经成为储能政策的方向。

2022年6月，国家发改委和国家能源局联合发布《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》，明确新型储能可作为独立储能参与电力市场，并提出要建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制，提升储能总体利用水平，保障储能合理收益。同时，有消息透露，2023年或将出台新型储能容量电价指导政策，进一步扩宽储能盈利渠道。

在田庆军看来，摆脱商业模式之困后，储能行业的竞争才算真正开始。

田庆军强调，储能的本质是交易，只有在交易中才能体现价值，也只有通过交易才能创造价值。“当下因为价格战，大家普遍感到压力，认为行业实在内卷。但在我看来，这时候的‘卷’是假‘卷’，在储能没有价值体现的阶段，市场格局瞬息万变，只有在储能真正开始交易后，在产品性能、安全性、可靠性以及成本控制方面的市场较量才是真较量。”

田庆军将储能的发展历程与风电的发展历程进行了类比。他认为，风电已经进入了3.0阶段，行业龙头比拼的是全栈技术能力，是对全流程的设计、技术、部件耦合、效率提升等全面掌控。与1.0系统集成阶段和2.0关键部件自研状态阶段完全不同。

有趣的是，相比风电时间阶段的划分方式，短时间爆火的储能因为涌入了“成分各异”的企业，使得上述划分方式应用在储能领域，更像是对市场参与者的分类：有的厂商还停留集成组装阶段，有的已经先一步开始进行核心部件的自研，更有的是厂商意识到，只有掌握全栈技术能力才有机会赢得未来。

远景能源储能事业部总经理郑汉波告诉记者，“事实上，远景从一开始就秉承一个理念：储能电池必须要与系统高度耦合，电子电力、电气、电化学等互相协同才能形成一个安全、长期有效电力基础设施，因此，全栈能力一直都是远景储能最核心的竞争力。”

据了解，目前，远景储能已经掌握从电芯、BMS、PCS、EMS&SCADA等关键技术的研发制造以及储能系统集成技术，拥有储能全栈解决方案。同时，在今年储能展会上，远景动力实现了电芯的升级，推出更大容量的315Ah储能电芯产品。

除此之外，郑汉波还补充道，“我们都知道储能是除风、光外，第三类新能源资产，这意味着，储能并不只是仅仅充放电这么简单，它同时应该懂新能源，懂电网，懂交易，懂电力市场。在储能领域，电网和交易是真正的照妖镜，接入系统之后，一切都会显形。”

业内人士告诉记者，2022年，在短短10个月间，储能行业涌现出的新企业已经近8000家，未来的一段时间，储能行业还将继续上演激烈的角逐和较量。不过，无论是光伏，还是风电的发展历程均预示着，淘汰赛虽艰苦，但“千淘万漉虽辛苦，吹尽狂沙始到金”。

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