当前尚未有一套完整、明确的盈利模式，使储能可以在全国或者各应用场景下通吃，但发展方向具有确定性。
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界面新闻记者 | 戴晶晶
从近期各个储能大会，到上海SNEC全球光伏大会和2023中关村论坛，市场对储能热议不断。
随着下游需求确定性显现和政策激励，新型储能已成为当下最热门的赛道之一，各省新型储能规划已较国家目标翻番。
新型储能一般指除抽水蓄能外的储能方式，主要包括电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能、超级电容储能等。
中关村储能产业技术联盟（CNESA）《储能产业研究白皮书2023》 数据显示，2022年新型储能新增规模7.3 GW/15.9 GWh，创历史新高，功率规模同比增长200%，能量规模同比增长280%。其中，锂离子电池占据绝对主导地位，比重达97%。
今年4月9日，特斯拉宣布将在上海新建一家超级储能工厂，规划产能相当于中国2022年储能锂电池出货量的三成。 这也给国内储能行业的发展走向带来了一些不确定性。
新型储能将就此由商业化初期进入规模化发展阶段了吗？特斯拉的入局是否会在储能行业形成鲶鱼效应？目前储能行业的盈利情况如何？哪些细分领域最有前景？储能的安全又该如何破局？
日前，界面新闻直播邀请行业专家、投资机构和储能头部企业对上述问题进行了深入探讨。他们分别是中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华、中石化资本董事总经理孙荣涛和厦门科华数能科技有限公司常务副总裁崔剑。
去年3月，国家发改委和能源局联合印发《“十四五”新型储能发展实施方案》并指出，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。
俞振华表示，储能产业的各环节，包括原材料、本体技术、集成和应用快速发展，处在充分竞争状态。目前中国的电池产能在全球占到70%、电化学储能占到75%，正极和电解液的产量占到90%，优势引领特点比较明显，规模化的体量已基本形成。
“2021年中国新型储能新增规模是2.4 GW/4.9 GWh；在2020年，中国新增新型储能项目规模才首次突破GW大关。”俞振华指出，2022年还有一个特点是，单个项目规模较以往相比大幅提升，百兆瓦级项目成为常态，中国储能产业已进入了规模化发展阶段。
孙荣涛认为，当前储能市场需求明确，是其规模化发展的基础，包括欧洲市场的工商业、户储发展需求，当前中国新能源配储的需求等。
从产业链端和供应端进行分析，孙荣涛表示，各家规划产能规模较大，市场已在规模化发展的初期，或者说进入了产业化发展阶段。
俞振华表示，如果特斯拉能够利用其成本控制和产业链优势来降低储能系统的成本，将对储能行业的发展大有助益。
“当前储能仍是新兴市场，全球发展空间足够大，在不同的场景对储能技术和成本需求也不同，未来将呈现多样化发展态势。”俞振华指出，特斯拉的参与在某种程度上是比较积极的动作，能够促进国内企业不断创新发展、增加竞争力，倒逼国内企业不断研发和改进生产制造技术。
孙荣涛认为，特斯拉虽然在新能源汽车领域存在鲶鱼效应，但在储能领域还没有形成绝对的领先地位。相反，马斯克对能源系统的思考和布局可能会给整个储能市场带来一定引领作用。此外，特斯拉在新能源汽车产业链和生产制造经营方面的能力转移到储能行业中，也可能给当地企业带来一些产业链协同效应。
孙荣涛认为，目前的储能产品，尤其是大型储能（大储）大安时的电芯，不仅循环次数没法验证，且其它各个方面的性能和全生命周期使用的使用情况也无法完全验证，整体市场并没有全部放量。目前市场产品端的趋同，没有太多差异度，所以首先需要关注成本的下降，这是各家当前最主要的竞争优势和发力方向。
基于企业角度，崔剑表示，储能核心竞争力主要包括核心技术和持续创新能力，是否能使产品方案达到市场头部地位。此外，单体储能业务规模的增加也是资本考虑的因素。
“核心业务团队、企业文化、行业战略是否与市场竞争态势匹配，以及企业经营管理运行机制等也是核心竞争力所在。”崔剑称。
俞振华表示，目前国内储能市场内卷，也受到商业模式和盈利模式滞后的影响。国外电力市场较为成熟，可以使企业在计算投资时，根据盈利模式去判断和选择技术路线。
俞振华指出，去年国内约93%的储能项目属于电网侧和风光侧的大储，盈利模式源自风光项目的强配，属于风光并网和技术进步等带来的红利，仅仅拼低价成本必然会带来同质化竞争。未来储能如何找到适合场景下的差异化产品，去构建可持续的发展盈利模式是重要的问题。
由于利用率低、增加新能源项目成本等原因，新能源强制配储在近期争议频现。俞振华表示，虽然风光发展为储能带来发展空间，但也对风光的技术平价造成了一定影响，存在“双输”的可能性。
但俞振华同时指出，强配不是国家产业政策的本意，未来随着电力市场完善，储能将从成本项变成资产项。
“新能源储能解决收益问题，只是时间问题，但具体的落地细则，需要结合地方禀赋。这是一个长期多方博弈的过程。”俞振华总结称，趋势前景比较乐观，过程较为复杂，需要各方共同努力和全行业的关注。
近两年市场建设已有一定进展。俞振华举例称，2021年，国家发改委市场司从过去传统的成本分摊，第一次明确提出了“谁肇事，谁承担；谁受益，谁分摊”的基本原则；去年山西、甘肃和山东等地，也已针对新能源的一次调频推出了付费补偿的机制。
孙荣涛认为，储能的发展前景具有极大的确定性。国内现行的电力市场体制造成了新能源强制配储的模式，很多海外市场化的运营和商业模式可以作为国内储能未来发展的参考。
例如，储能不仅可以起到调峰调频的作用，也是强辅助服务的基础。“双碳”不只要增改能源结构，也要增加能源的使用效率，在这过程中，储能起到了一个决定性的作用。
“当前还没有一套完整、明确的盈利模式，使储能可以在全国或者说各应用场景下都通吃。”崔剑表示，储能的商业模式和盈利空间是朝着确定性方向发展，并且呼之欲出，但也必须关注原材料成本变化，以及政策对储能商业模式的支持程度。
崔剑指出，独立共享储能是国内超越早期风光配储而发展出的一类商业模式。从成本分摊、盈利创造和分配机制看，国内独立储能盈利模式已经到了2.0阶段，甚至超过2.0，处在3.0前的探索阶段。宁夏、山东、山西、甘肃和贵州等很多省区，都先后出台了适合当地的新政策来支持独立共享储能的发展，包括容量补贴、租赁的具体指导标准，以及参加辅助服务的要求等。
“目前国内工业用户侧储能项目的商业化应用增长较快。有些同行专家称，2023年为工商业储能发展的元年。”崔剑表示，通过峰谷价差套利以及延缓变压器扩容，用户侧储能在备电和保电方面的都已经有了可以实现收益的模式和政策基础，未来也可以通过需求响应和虚拟电厂的方式，进一步来参与市场化的交易，充分发挥储能的功能和挖掘价值。
以浙江为例，崔剑披露，当前该省峰谷差约为1元/千瓦时，工商业储能每天两充两放，再结合电芯和系统价格的走势，已经可以实现较高的回报水平，部分项目内部收益率（IRR）达到16%，个别优质的项目甚至超过了20%，基本上小于五年或者五到六年左右回本，盈利状况较好。
崔剑表示，从纯技术角度看，短期内可以迅速上马、且有可盈利商业模式的项目更有前景。长期而言，必然需要看技术的进步是否能带来下一阶段成本的下降，或是效率的进一步提升。此外，根据应用场景，将不同储能形式结合在一起的方案也在开始兴起。例如，应用液流电池的试验项目以及电化学储能结合飞轮储能的项目出现。
“当前有几大比较确定的市场需求方向，问题在于各大厂商是否能做到，将可靠、稳定、有经济性的解决方案和市场的需求节奏相匹配，实现多种技术方案的有机结合，以满足不同的应用场景。”崔剑指出，底层的两个边界条件包括高安全性和高可靠性，以及是否能体现储存的价值，是否能可持续盈利。
孙荣涛认为，首先需要关注政策的动向，如峰谷差套利的程度和辅助服务市场的形成，以及“隔墙售电”等政策的落地，后者将尤其对工商业储能行业带来机遇；从技术角度看，飞轮的技术性能决定了它在调频上有很大的优势，值得关注。另外，液流电池、钠离子电池等产品，在长时储能领域具有成本性价比优势。
孙荣涛同时指出，从当前规模和短期回报看，锂电池储能已成为投资行业的热点，但其产业链还存在挖掘空间，包括电芯、材料、BMS、下游集成等。总体来说，将从价值量大和技术创新最有效用两个方向，来判断储能投资机会。
俞振华表示，政策应主要围绕储能产业发展的痛点，包括：可持续的盈利模式、安全、电网准入、建设和梯次回收利用。其中最核心的是盈利模式，政策应支持产业良性循环发展，电力市场还需要破局，电源侧、电网侧和用户侧都要有不同适用的电力市场政策。
俞振华强调，电力市场规则是储能形成可持续商业模式、决定技术路线和迭代演变方式的根本。建立较好的商业模式，才能够形成良性的市场，而不是内卷，变成过剩和泡沫。如果盈利模式的问题能得到解决，其他很多问题将随之解决；如果本身项目不盈利，其他问题解决起来就变得很困难。
“欧美有很多可以参考的经验，基于前两年对澳大利亚、英国以及美国的比较研究，发现辅助服务是一个非常重要且最早体现价值的环节。”俞振华指出。2021年之前，澳大利亚储能项目70%-80%的收入源自辅助服务，电能量只占到20%。
此外，随着风光电量的增长，长时储能2021年之前已在欧洲出现，时长越长，容量价格越高，这体现了风光对长时备用容量的需求。
俞振华表示，目前还存在争议。长期看，现货市场肯定有利于储能，但短期内电力现货市场仍在发展阶段，峰谷价差的涨跌具有不确定性。现货本质上是要通过市场降低平均价格、拉大价差，体现不同时间的能源价值，但当前阶段尚不能精准地把握，还需要在博弈过程中慢慢形成机制。短期内可以关注现货市场部分规则的突破，比如波峰波谷电价上下限。
“从另一个角度看，现货市场能解决电能量的交易问题，但未解决发电用电的实时动态平衡问题，这将带来辅助服务的刚性需求，促进辅助服务市场的形成。”俞振华分析指出，辅助服务市场对储能来说影响更大，能够更好地反映储能在电力系统中的真实价值。
“安全性是第一保障，不能做减法。”孙荣涛表示，从投资者的角度，先看储能安全性能否得到保证，再看盈利性。很多技术在短期内没法验证安全性，就需要一事一议，先看技术示范和验证的结果，再看它未来发展的潜力。
孙荣涛指出，锂离子电池储能是目前产业发展的重点。从安全的角度，要关注电芯一致性，冷却系统以及热失控管理等一系列技术是否成熟。储能行业每一次重大的安全性事故，都会带来行业发展方向和相关政策的调整，需要持续关注。
孙荣涛认为，近两年是储能安全性的验证期，是整个资本市场和产业需要着重提升的地方。
俞振华表示，不同场景对安全要求不一样，路线也会不太一样，总体可以分成三个维度。
第一个维度是储能技术路线。如锂电固态化、阻燃电解液等本体安全技术的进步，目标是实现本质安全，核心定义是误操作或出现一些极端场景时，不会造成连锁反应。这是目前很多技术的发展方向，且有些已实现了突破。
第二个维度是系统方面。安全问题不仅涉及电池，还需要运维体系保障，包括智能化安全预警、主动安全技术等新机制，传感器技术也在进步过程中。接下去需要推进示范项目和标准的建设，建立起有效安全的管理体系。
第三个维度是消防，即把住最后的底线，从立项建设过程管理到极端场景出现，消防手段可以保障不出现人员伤亡。过去几年，行业对电芯热失控特性重视程度不够，目前针对电芯安全已有很成熟的处理手段，从早期的消防灭火，发展出了电池包级消防、过程中浸没消防、液氮消防等很多新技术。
崔剑提出，除了厂商的努力外，行业协会以及机构也要大力组织推动安全相关的联盟组织发展，共同地加快储能相关安全技术进步，促进更专业、更具体的行业和国家标准内容落地。
今年碳酸锂价大幅回落，一度击穿20万元/吨，给电化学储能进一步打开了发展空间。近期，碳酸锂价格已回升至30万元/吨的水平，但较去年60万元/吨的最高点仍有较大差距。
崔剑表示，当前储能系统主流报价较去年的高点存在至少10%的降幅，在个别配置下，有将近30%的降幅。
“原材料成本上升可能会放缓储能项目进度，下降则可能会加快储能发展，但市场相对稳定是更好的状态。”崔剑指出，过大的波动对整个行业的预期，包括项目的节奏都会带来一定的影响。
崔剑同时表示，尽管原材料价格对成本影响非常大，却并不是驱动储能市场增长的唯一的要素，商业模式的形成和确立，才能够真正刺激储能爆发。
崔剑同时表示，尽管原材料价格对成本影响非常大，却并不是驱动储能市场增长的唯一的要素，商业模式的形成和确立，才能够真正刺激储能爆发。
俞振华表示，根据CNESA预测，未来五年，新型储能维持50%-60%增长的趋势不会变。过去几年的增速都是在这个区间内，去年则超越了这个区间，达到了50%-70%。
“对储能增长唱衰或者盲目乐观，都是不对的。”俞振华称，储能持续增长的态势已经形成，但过程中仍有一些痛点问题需要解决。只有痛点问题得到解决，才能避免行业内卷和泡沫，助力储能发展走得更稳。
崔剑呼吁，整个行业以及各大参与者，快速发展的同时兼顾长期主义，要有良性竞合的观念，携手完成助力实现“双碳”的行业使命。
