經濟觀察報 記者 鄭晨燁“天天加班，現在被PUA嚴重。”7月27日，潘瑋在電話中向記者抱怨說。

他是華南一家儲能集成廠商的銷售經理，今年開始他發現自己的工作強度陡然增加，僅在剛過去的6月份，他就先后前往云南臨滄、廣東廣州、福建廈門、北京、湖北武漢等五個省市出差談項目。

(資料圖片僅供參考)

潘瑋這樣連軸轉的工作狀態已經從年初持續至今，這也是當下整個儲能行業火熱現狀的縮影。

資本狂潮

根據經濟觀察報記者不完全統計，僅今年上半年，已有11家主營業務定位于儲能產業鏈內的公司遞交了IPO招股書或更新上市進展，其中除古瑞瓦特、瑞浦蘭鈞兩家企業擬登陸港股外，包括雙登集團、海博思創、蜂巢能源在內的其余9家企業均分別擬向創業板、科創板發起沖刺。

而除了上述已走向資本閉環最后一步的“哥哥”們外，瞅準儲能市場歷史性機遇的初創企業，也在今年上半年獲得了資本的大力扶持。

根據尋熵研究院儲能與電力市場的統計，2023上半年國內儲能產業鏈共有97家初創企業完成了融資，總金額近200億元，被融資企業廣泛覆蓋了儲能系統集成、PCS，鋰電池和鈉電池電芯及關鍵原材料、電池回收等儲能產業鏈的各個主要環節。

“從融資輪次來看，超六成的項目處在天使/種子輪、Pre-A輪和A輪。在儲能商業化浪潮風起云涌的今天，資本正在努力尋找并助推先進技術企業的快速成長和產能擴張。“投早投小”的投資策略在儲能領域已愈發明顯。另一方面，儲能下游細分應用場景和產品路線多、上游產業鏈環節多、行業格局尚未固化等因素也為初創企業在細分領域快速切入并占領市場創造了條件。”尋熵研究院在上半年儲能市場分析報告中表示。

資本狂飆的背后，是暴增的市場需求給行業帶來的歷史性機遇。

7月25日晚間，鋰電池巨頭寧德時代（300750.SZ）發布2023年半年度報告，實現營業總收入達1892.46億元，同比增長67.52%，實現歸屬于上市公司股東的凈利潤207.17億元，同比增長153.64%。

具體到各個業務板塊來看，在日賺超1億元的“寧王”版圖中，儲能系統已然成為第二大主營業務，其今年上半年實現營收279.85億元，實現營業利潤59.67億元，毛利率達21.32%，而回溯“寧王”的2020年年報，彼時剛登場沒多久的儲能業務當年僅實現營收19.43億元，換言之，寧德時代的儲能業務在三年多的時間內，便暴增了14倍有余，而今年該業務也有望成為寧王四大主營業務中增速最快的板塊。

值得注意的是，在這輪儲能產業時速競賽中，不僅僅是已經上市的“一哥”實現了業務的跨越式發展，7月5日，儲能賽道新銳廈門海辰儲能科技股份有限公司（以下簡稱“海辰儲能”）在自家公眾號官宣完成C輪融資，融資總額超45億元。據了解，此次融資由國壽股權和金融街資本共同領投，中銀資產、金石投資、國投招商、國風投基金、中金資本、鼎暉百孚、中美綠色基金聯合領投。

從2021年落戶廈門，以10天一層樓的速度完成基地建設，到2022年累計交付項目超40個，電池出貨量達5GWh，海辰儲能的成長速度總給人一種“市場瞬息萬變、戰機稍縱即逝”的感覺，而根據海辰儲能公開披露信息，該公司規劃是到2025年達成135GWh的年產能目標。

在官宣完成C輪融資的同時，海辰儲能也已遞交上市輔導備案，于7月3日獲證監會受理，成為A股門外排隊IPO的一份子。

6月20日，同為“專精特新”小巨人的儲能企業北京海博思創科技股份有限公司（以下簡稱：“海博思創”）遞交首次公開發行股票并在科創板上市招股說明書，2020年至2022年期間，海博思創的儲能系統收入分別約為2.41億元、6.53億元和24.56億元，其業務2020年—2022年的年均復合增長率也達到了驚人的219.27%。

6月28日，主營業務為儲能電池產品的研發、生產與銷售江蘇雙登集團股份有限公司（以下簡稱：雙登集團），遞交首次公開發行股票并在創業板上市招股說明書（申報稿），根據招股書披露，2020年至2022年，該公司實現營業收入分別約為27.69億元、25.22億元、41.95億元，同期實現歸屬于母公司所有者的凈利潤分別約為1.12億元、-4965.26萬元、2.85億元。

“有時候感覺自己像歷史的見證者，看著這個行業短短幾年時間就發展現在的樣子，以前看到10MWh、20MWh的儲能項目就覺得很可以了，現在看著這一個百兆瓦時項目并網，那一個百兆瓦時招標，對數字都有些麻木了。”7月25日，東莞一家儲能電池廠商的高管范伯豪在電話中向記者感慨。

風從何起

若將時間拉回到2019年，很難想象當下風風火火的儲能企業在那一年卻遭遇了“倒春寒”，記者在走訪儲能行業內人士的過程中了解到，

華南一家上市儲能廠商的區域經理劉勝告訴記者，2019年初，電網側開始發布推廣儲能應用的相關文件，彼時行業內普遍看好電網側儲能在當年出現高增，華南、華東各省的電網公司也陸續啟動百兆瓦級別的儲能項目招標。

但隨著發改委當年發布文件明確抽水蓄能電站、電儲能設施、電網所屬且已單獨核定上網電價的電廠的成本費用不得計入輸配電定價成本后，電網側儲能的商業模式又開始變得復雜起來。

記者了解到，所謂發電側儲能和電網側儲能是指儲能系統在電力系統中的不同應用位置，其中，發電側儲能是指直接配置在發電設備或電站的儲能系統，主要用途是平滑發電設備的輸出，如太陽能和風能等可再生能源的輸出會受到天氣和季節變化的影響，發電側儲能可以在發電量大于負荷時儲存多余的電能，在發電量小于負荷時釋放儲存的電能，從而保證電站的電力輸出穩定。

而電網側儲能是指配置在輸電和配電網或負荷側的儲能系統，主要用途是調節電網的電力供需，提高電網的運行效率和穩定性，應對電力需求高峰、提供備用能源、進行負荷平衡、降低輸電損失、提供電網緊急備用能源等。在一些電網弱或孤立的地方，電網側儲能能夠提高電網的安全性和可靠性。

對于電網側儲能來說，其收益主要源于銷售電力、參與電網調峰、調頻等輔助服務以及進行峰谷電價套利。

在劉勝看來，儲能不納入輸配電價后，意味著電網側儲能設施的成本不能通過提高電價進行收回，這大大降低了電網側儲能設施的盈利能力，儲能設施的建設和運營可能需要尋找其他的融資和盈利模式。

這無疑為電網側儲能的發展踩下了一腳剎車，根據中關村儲能產業技術聯盟統計數據，2019年，國內電化學儲能項目的累計裝機規模為1709.6MW，同比增長59.4%，較2018年175.2%的增長率“腰斬”過半，2019年上半年的裝機規模更是出現了4.2%的負增長。

彼時，除寧德時代、陽光電源（300274.SZ）等龍頭公司，其余儲能產業鏈內的上市企業均在不同程度上出現了業績下滑的態勢，如科陸電子（002121.SZ）2019年的儲能業務營收僅為8728萬元，同比暴跌71.39%。

“東邊不亮，西邊亮”，在摁下了電網側儲能的暫停鍵后，發電側儲能順利接棒扛起了產業增長的大旗，而發電側儲能的高增的起點，則要源于強制配儲的政策驅動。

光伏行業資深觀察人士張鵬告訴記者，在2017年，青海省發改委印發了《2017年度風電開發建設方案》，其中明確指出在當年青海省內規劃的330萬千瓦風電項目中，各項目都須按照建設規模的10%配套建設儲能設施，此舉一出，便于彼時引起業內嘩然，如今也被視為新能源強制配儲政策的開端。

自2017年后，便有其他省市效仿青海陸續推出類似政策，但這些都尚屬國內各省市因地制宜所頒布的指導性文件，并未形成潮流。

直到2021年2月25日，國家發改委、能源局兩部門聯合出臺了《關于推進電力源網荷儲一體化和多能互補發展的指導意見》，其中正式明確：“對于存量新能源項目，結合新能源特性、受端系統消納空間，研究論證增加儲能設施的必要性和可行性。對于增量風光儲一體化，優化配套儲能規模，充分發揮配套儲能調峰、調頻作用，最小化風光儲綜合發電成本，提升綜合競爭力。”

2021年5月11日，國家能源局在《關于2021年風電、光伏發電開發建設有關事項的通知》亦指出，對于保障性并網范圍以外仍有意愿并網的項目，可通過自建、合建共享或購買服務等市場化方式落實并網條件后，由電網企業予以并網。

此外，國家能源局還在這份文件中指出，鼓勵有條件的戶用光伏項目配備儲能。

在中央政策的指導下，強制配儲的政策開始加速。

據經濟觀察報記者的不完全統計，自2021年以來，全國累計共有25個省份在有關風光電開發的文件中，對新建風光項目的配儲比例及時長做出了相關規定，而電網企業、地方能源公司也開始圍繞存量或增量大型風光項目，開展儲能設施的招標。

例如，2021年3月19日，江西發布《關于做好2021 年新增光伏發電項目競爭優選有關工作的通知》，其中指出：“全省2021年新增光伏發電競爭優選的項目，可自愿選擇光儲一體化的建設模式，配置儲能標準不低于光伏電站裝機規模的10%容量/1小時，儲能電站原則上不晚于光伏電站同步建成。”

又例如，2021年7月14日，風光大省寧夏發布《關于加快促進儲能健康有序發展的通知》，通知中也明確指出，新能源項目儲能配置比例不低于10%、連續儲能時長（連續充/放電時間）2小時以上。從2021年起，原則上新核準/備案項目儲能設施與新能源項目同步投運，存量項目在2022年12月底前完成儲能設施投運。

2022年5月1日，江蘇蘇州發布《關于加快推進全市光伏發電開發利用的工作意見（試行）》，《意見》指出：鼓勵裝機容量2兆瓦以上的光伏項目，按照不低于裝機容量8%的比例配建儲能系統。

2022年7月8日，廣東肇慶市發布《肇慶市促進光伏項目發展若干措施（征求意見稿）》，文件中提出鼓勵各縣（市、區）、功能區結合實際出臺光伏項目及配套儲能的補貼扶持政策；鼓勵各地引導光伏企業按照不少于裝機容量10%的能力配備儲能裝置。

記者注意到，自2021年以來各地頒布的文件中，對于風光電站配儲的比例要求大多在10%左右，連續儲能時長為2小時，且要求配儲的多為大型集中式電站，而對于工商業分布式項目配儲則基本以自愿、鼓勵為主。

受益于政策驅動，儲能產業開始迎來爆發式發展。

背后隱憂

張鵬認為，強制配儲的背后，本質上是電網側將責任和成本轉移至發電側，因為新能源配儲聽起來好處多多，但對于新能源項目來說，模糊的商業模式可能意味著配儲只是在徒增成本。

中國光伏行業協會名譽理事長王勃華就在今年2月16日舉辦的光伏行業2023年形勢展望研討會中指出，近年來，光伏電站按容量以某一比例配置儲能作為輔助消納與支撐電網的措施，成為電站開發建設的前置條件。在儲能商業模式尚不完善的情況下，強制配儲給投資商帶來了巨大的負擔，且很多省份配儲要求有愈演愈烈的趨勢。

“實際運行中，大部分光伏電站所配置的儲能系統被電網調度情況較少，難以獲得相關收益。據企業測算，按照100MW項目配置10%/2h儲能系統的要求，電站端成本將增加不少于0.3元/瓦在此基礎上，每增加10%的儲能比例，電站成本將增加約0.3元/瓦，目前國內風光資源豐富的很多省份要求配儲比例不少于10%/2h，且呈不斷上升的趨勢。”王勃華說。

約0.3元/瓦的成本是什么概念？

對于一座100MW的光伏電站，如果按照10%/2h的儲能系統配置，那么將會增加至少3000萬元人民幣的成本。

“儲能壽命只有10年，光伏建站壽命最少25年，等于在一個光伏電站的全生命周期內，還要最少更換一次儲能設施，這直接影響了光伏電站的回本周期。”張鵬表示。

而在實際運行當中，“一刀切”的強制配儲對于電網側實際上也意義不大，記者曾在今年6月21日前往珠海高欄島風電場實探，這座2011年建成并網的風電場，由于建設時間較早，因此并沒有配套儲能設施，但坊間畏之如虎的“棄風限電”現象，在高欄島風電場就從來沒有出現過，“我們都是全額上網，不存在消納難的問題。”高欄風電場場長陳偉強曾告訴記者。

珠海港昇董事會秘書的王煜認為，高欄風電場位處珠三角負荷中心，“電都不夠用，還能消納不了？

不難看出，對于華東、華南等用電高負荷中心來說，新能源發電當下暫時未對電網穩定運行帶來困擾，也不存在風電光伏的消納難題，最后更是可以通過準確的功率預測提升電網調度的準確性。

在此背景下，面向新能源發電項目的強制配儲，便有了向“畫蛇添足”演變的趨勢。

“地處負荷中心的項目，如果一刀切地按照10%以上的裝機容量去配儲，確實不太必要，不管三七二十一地去配儲，很有可能會造成大量儲能電站閑置，鋰電儲能電站如果長期閑置得不到妥善的運維管理，還有可能成為安全隱患。”劉勝在采訪中向記者坦言。

提防“公交車效應”

儲能市場真就完全是政策驅動的市場需求嗎？

答案也不盡然，自去年以來，脫胎于發電側儲能的用戶側儲能模式開始興起，不同于電網側、發電側仍有待探索的盈利模式，用戶側儲能當前已走出一條較為清晰的“賺錢”之路。

經濟觀察報記者曾于今年3月末前往目前國內單體容量最大的用戶側磷酸鐵鋰電化學儲能項目——藍思科技（東莞）光儲項目（以下簡稱：“藍思光儲”）實探，據記者了解，藍思光儲的主要商業模式便是峰谷電價套利。

科華數據（002335.SZ）子公司科華數能技術中心總經理曾春保曾告訴記者，工商業用戶側儲能模式的出現，主要源于工商業目錄電價的取消，目錄電價原為銷售電價，是直接面向用戶，由政府制定標準的“到戶價”，在目錄電價取消后，工商電價開始隨供需關系波動，電價高峰與谷底價差逐漸拉大，加之近來偶發的“拉閘限電”事件，為降低企業用電成本，以及保障工廠重要負荷供電，工商業側儲能市場需求開始增加。

他指出，在實施峰谷電價的電力市場中，通過低電價時給儲能系統充電，高電價時儲能系統放電，實現峰谷電價差套利，降低用電成本。此外，適用兩部制電價（又稱大工業電價，將電價分為流動、基本兩部分計算）的工業企業，可以利用儲能系統在用電低谷時儲能，在高峰負荷時放電，從而降低尖峰功率及申報的最大需求量，達到降低容量電費的目的。

張鵬則告訴記者，以峰谷電價價差為1元、一年工作300天、每天充放電兩次計算，一個建站容量為6MWh的項目，每年僅峰谷套利收益就在170萬元至180萬元間，而當前用戶側儲能項目投資成本在1.4元-1.8元/Wh之間，換言之，僅需4年至5年即可收回投資成本，項目經濟性十分可觀。

雖然想象很美好，但現實依舊有些殘酷，工商業用戶側儲能電站當下也面臨著發展“桎梏”，其中最核心的問題便是——“找地難”。

記者在探訪藍思光儲項目時，南方電網產業投資集團技術專家黃邵遠就曾向記者提及了當前大型用戶側工商業儲能電站建設所面臨的難題：“首先是地難找，你不要覺得藍思好像給塊地沒什么，這塊地他們當初愿意給還是因為這里本來是停車場，我們拿鋼結構支起來，不耽誤他們繼續當停車場用，但是這種大面積的場地不好找，在廣州或者深圳的市區，不可能搞一塊地皮建這個；其次，項目方還需要有足夠的耗電量，像藍思這種大工業用電就比較合適，而小工廠因為用能太少，加上損耗可能建一個電站還虧錢。”

曾春保亦表示，當前針對大容量工商業儲能電站，主要的難點在于建設場地與并網接入兩個方面：首先，儲能電站需要獨立的建設場地，儲能電站設備間以及與廠區的建筑之間都要保證足夠的安全與維護距離，很多廠區建設用地有限，因此在前期設計儲能電站容量的時候，一定要充分考慮儲能電站的位置以及所需要的占地面積；其次，大容量工商業側儲能電站的接入以10kV為主，因此要計算廠區內10kV（千伏）變壓器在滿足負載用電的基礎上，是否有足夠的接入容量滿足儲能系統的接入需求，同時還要確認配電房是否具備接入位置，考慮對配電房進行接入改造的費用等問題。

“在華南、華東等經濟發達地區，用地基本上決定了工商業用戶側電化學儲能的上限。”范伯豪說。

總的看來，雖然儲能行業當下還面臨著各種各樣的挑戰與困境，但這并不妨礙賽道內各玩家展開的狂飆。而狂飆之后，儲能電池當前亦面臨著產能過剩的隱憂。

根據高工產業研究院數據，其預計到2025年，全球儲能電池出貨量將超500GWh，而僅一個尚未上市的海辰儲能就規劃要在2025年達成135GWh的年產能目標。

“在儲能市場預期高漲的情況下，大舉擴張產能，和現在光伏行業的現狀是一樣的，呈現出一種公交車效應，后來的新玩家會不斷地推著前面的老玩家往前走，但儲能當下太依賴政策驅動，如果仍舊保持模糊的商業模式運行下去的話，未來極容易出現供需失衡，引發激烈競爭與行業洗牌的情況。”張鵬向記者表示。

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