行业的高速增长并不等于储能玩家们的良好业绩表现。

业内专家指出，在2030 年碳达峰目标和国家电网储能建设规划的刚性要求之下，储能赛道的市场规模和高增长是确定的，但整个赛道目前更像是处在虚假的繁荣当中，还有一系列的问题有待解决。

中关村储能产业技术联盟日前发布的《储能产业研究白皮书2022》指出，“已投建储能项目大多还未形成稳定合理的收益模式”，很多中小企业仍然举步维艰。

安全，第一大挑战

当下，储能系统的安全性，是整个行业面临的第一大挑战。

据不完全统计，近十年全球储能安全事故发生60 余起。随着2021 年全球储能市场爆发，大规模储能项目越来越多，单个储能项目规模越来越大，储能安全隐患也随之增大。

其中，澳大利亚维多利亚特斯拉大电池储能项目现场燃烧的大火持续了4 天，美国亚利桑那Chandler 电池储能项目事故持续喷淋12 天，火情才得以控制。

这些事故发生时，虽然储能系统状态各不相同，诱因众多，如电池管理系统、电缆线束、预警监控消防系统、运行环境、安全管理等因素，但无一例外的，触目惊心的“疤痕”均反映出事故储能厂家系统集成设计能力和安全设计的不足。

随着储能行业的快速增长，有越来越多的企业加入进来，但一些技术水平较低的玩家也为行业带来了不稳定的因素：部分厂家的系统集成设计只是将采购来不同品牌的锂电池、储能PCS 等设备简单堆砌到集装箱中；系统在发货前也未经过全面有效的测试、联调，再加上保护执行不到位，导致最终交付给客户的整个储能系统产品存在很大的性能和安全隐患。站在“上帝视角”来看，消防系统设计在储能系统安全保护措施中只是一小部分，储能系统集成能力、后期运维及风险监测管理水平则更为关键。

华为数字能源技术有限公司中国西北区解决方案总监旷键表示，储能目前面临最大的挑战是化学储能系统的安全问题。因为电池在制造或使用过程中，包括绝缘、异常电流、异常过热引发的短路、漏液等一系列问题，都给储能系统带来隐患。

对此，专家建议，要加快制定和完善电化学储能电站消防安全有关标准，及时总结现有储能电站并网运行经验，针对出现的电池模块缺陷、BMS 缺陷、充放电时间、充放电功率达不到设计值、电池一致性等问题，进行有效改进。

“大型的独立储能电站仍是新鲜事物，许多设计功能还有待工程验证。在实践中，人们更多地关注电池的安全性能，而对系统的优化投入甚少。储能电站是一个复杂的体系，PCS、BMS、EMS 等系统具有强耦合关系，不是小系统的简单堆积、拼凑就可以实现安全运行的。不断提高系统安全和综合收益，将是所有储能从业者必须要面对的问题”，中国三峡新能源(集团)股份有限公司山东公司副总经理汝会通表示。

除了安全和成本问题，专家认为，当前新型储能发展还面临一些问题，例如一些地方要求新能源强制配套储能，但新能源配储比例不科学；新型储能调用少、利用率低，需要进一步明确新型储能系统的并网接入和调度标准等。

“《‘十四五’新型储能发展实施方案》对新型储能技术创新加强战略性布局和系统性谋划，提出研发储备技术方向，鼓励不同技术路线百花齐放，同时兼顾创新资源的优化配置”，对于新型储能多元化的技术路线，国家能源局有关负责人表示，“要坚持示范先行的原则，积极开展技术创新、健全市场体系和政策机制方面的试点示范，通过示范应用带动技术进步和产业升级。”

专家认为，储能应用场景很丰富，每种场景的性能要求各不相同，有的对功率要求高、有的对容量需求大，储能技术各有特点，未来多种储能路线将并行发展。

“尽管如此，‘高安全、低成本、可持续’是所有储能技术发展的共同目标。要加快建立以企业为主体、市场为导向、产学研用相结合的绿色储能技术创新体系”，专家表示。

据不完全统计，近十年全球发生了60 余起储能安全事故，所造成的损失难以估量。为此专家表示，当下，储能系统的安全性，是整个行业面临的最大挑战。

无利，凭啥要起早

从现有的商业模式来说，储能项目的盈利模式较为单一，除调频辅助服务外，还未形成稳定、合理的收益模式。

7 月27 日，在国新办举行的新闻发布会上，国家能源局电力司司长何洋表示，新型储能处在从研发示范到商业化发展初期的一个过渡阶段。未来还将继续推动新型储能的试点和示范，建立新型储能的成本疏导机制可以推动新型储能的商业化应用和发展，同时指导各地做好新型储能的专项规划研究，指导各地因地制宜、多元化发展储能等。

“政策配储带来了一定的出货量，但还不能称之为‘市场驱动力’，只有在电力系统中真正起着辅助服务作用，支撑电网和为新能源提供消纳，才是真正的商业化”，一位业内人士说道。

储能长期的发展空间是确定的，但短期起步却是艰难的。在我国的电力系统中，尽管储能可灵活参与从发电侧到用户侧的各个环节，但资本进场的意愿并不强。

对发电侧而言，我国强制性要求风电和光伏项目按装机量配置一定比例的储能系统，这是储能市场目前主要的需求来源。

随着配置比例越来越高，电站的成本压力也日渐沉重。成本压力传导至下游，也会打击消费者对使用绿电的积极性。某新能源项目开发商坦言，“新能源配储政策，无形中增加了企业10%到20%的成本。”

根据天风证券测算，假设一个日均有效发电时间为3.8 小时的光伏电站，按常规10%的装机比例配置2 小时的储能项目（相当于电站总发电量的5%），那么将储能成本分摊至光伏电站发出的每度电中，将会使光伏每度电成本增加0.03 元（约10%成本增幅）。2022年，山东枣庄的电站项目配储比例甚至已达到30%，最高配储时长达到4 小时。

由图2可见，鲕粒圈层生长到箭头所指的界线附近，以后再也没有亮晶文石圈层的形成，主要沉积泥晶文石圈层。说明受海水扰动能量的限制，以后的鲕粒再也没有达到悬浮状态。图中的界线不是绝对的，它是一个渐变的过程，从层厚判断悬浮的时间越来越短，而接触海床的时间越来越长。

对电网和用户侧而言，社会资本可自愿购买电池储能系统，在电力市场通过参与调峰、调频获得补偿收益，也可以通过峰谷电差套利。

但是，目前盈利模式还没有完全走通。

成本方面，独立储能的生命周期度电成本约为0.67 元/千瓦时。如果该项目要实现盈利，那么独立储能项目参与调峰的补偿、以及峰谷电价差就要超过度电成本。

收入方面，根据天风证券测算，目前仅广东和天津等地的调峰补偿大于0.67 元。也就是说，在大部分省份，独立储能参与调峰的收益不足以弥补成本。而在峰谷电差套利方面，也仅有北京等少数地区可实现项目盈利。

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。

尤其是在风电、光伏平价上网、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。如阳光电源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引发储能企业的价格战，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所处的境地，就如《白皮书》所说的“举步维艰”。

长期来看，如果储能商业化的问题得不到有效解决，那么“指标式”上马储能项目的现象就会始终存在。这不仅是一种资源的浪费，还会造成下游企业盲目追求储能的低成本，大打价格战，导致储能企业的盈利能力一直被压制。

长期来看，如果储能商业化的问题得不到有效解决，那么‘指标式’上马储能项目的现象就会始终存在。这不仅是一种资源的浪费，还会造成下游企业盲目追求储能的低成本，大打价格战，导致储能企业的盈利能力一直被压制。

成本，虚高怎么办？

在近一年内，国内电池级碳酸锂价格一路飙升，目前电池级碳酸锂市场主流报价区间在每吨45 万-52 万元之间，相比去年同期增长了400%-500%。牵一发而动全身，储能产业链价格当前正沿着“碳酸锂-正极材料-储能电芯-储能设备”的链条依次传导。最终，储能系统成本涨价幅度接近30%。

锂电池原材料价格暴涨，已经引发一系列负面连锁反应：储能产业链面临电池企业毛利率大幅降低、储能项目中标价格飙涨、项目建设被迫延期甚至叫停的困局，正处在发展“窗口期”的储能产业深受其累。

“翻看储能企业2021 年年报，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，真是左右为难、举步维艰”，业内知情人士表示，相对于新能源汽车行业，能源行业的价格上涨空间十分有限，一边是上游电池原材料要涨价，一边是下游新能源企业要降本，储能集成商目前正面临两头受挤压的困境。

从近日披露的多家储能上市企业2022 年一季报看，“增收不增利”成为行业普遍现象。

机构估计，从全球市场看，到2023 年前碳酸锂供应紧张的局面很难改变，而钠离子电池、金属空气电池、氢能等新技术还在探索和验证阶段，且新能源汽车产业也对锂有刚性需求，这意味着电化学储能的降成本前景相当不乐观。

前有原料涨价压力，后有市场降本需求，今年开年以来，储能电池企业开启了新一轮扩产潮。中创新航1 月分别在广州、江门各投资200 亿元规划建设储能基地项目；3 月，宝丰集团200 吉瓦时锂离子储能全产业链项目开工……

据不完全统计，今年一季度，锂电池领域的投资额高达数千亿元，累计扩产超500 吉瓦时。与此同时，包括宁德时代、比亚迪、国轩高科、华友钴业在内的产业链厂商正在加快“抢矿”，以尽快摆脱原材料涨价的掣肘。

去年5 月，国家发展改革委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确了抽水蓄能发展“坚持以两部制电价政策为主体，进一步完善抽水蓄能价格形成机制，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收”。

这一价格政策为此前发展低迷的抽水蓄能注入了强心剂，相关企业迅速跟进。

国家电网“十四五”拟投资超1000 亿元、新增开工2000 万千瓦以上抽水蓄能电站。南方电网宣布，未来十年，将建成投产2100万千瓦抽水蓄能。储能从业人士呼吁，新型储能应参照抽蓄建立适用新型储能特点的容量电价政策，形成稳定合理的收益空间。

对于电化学储能，有业内人士提出了质疑：“在调峰方面，火电机组具有强替代性，电化学储能在市场中并不占优势，当系统需要容量时，电化学储能能拿得出来多少？”

也有业内人士认为，以新型储能当前的技术成熟度、经济适用性、安全可靠性而言，尚未到给予容量电价机制的时候。

“一方面，电力系统当前的调节能力仍有挖潜空间，尤其是规模庞大的存量火电需要充分挖掘其调节能力，对于新型储能的需求并没有那么迫切；另一方面，无论是抽水蓄能还是电化学储能，给予容量电价最终都将推高用电成本。当前用电成本已经上涨，在经济下行压力加大的形势下，尤其需要考虑到产业发展乃至全社会的承受能力。如果未来新能源装机占比进一步提升，系统调节矛盾进一步加剧，用户愿意为用电清洁化承担更高的电价，或许新型储能才会成为刚需”，某业内人士表示。

从储能自身的发展角度来讲，减少投资成本、确保安全性仍是重中之重的工作。储能成本何时突破经济性拐点，对于这一问题，业内长久以来乐此不疲地进行了各种预测。最近，技术最为成熟、成本相对最低、应用最为广泛的锂电池原材料价格暴涨，导致了下游成本大幅上升，在短期内对储能成本降低形成了阻碍。

一个更为长远的问题在于，由于全球具备经济开采价值的锂元素资源有限，相对于新型电力系统的海量需求，资源储量限制了锂电池的进一步发展，因此，布局多种技术路线尤为重要。

专家表示，对于国内的储能企业而言，目前还处于上半场的竞争阶段，比拼的是资金实力和低成本。接下来的关键是要在规模和利润间搞好平衡，只有这样才能真正做到不掉队、可持续。

储能，眼下还是一条崎岖的山路，但未来必定会成为一条越走越宽的大道。

对于国内的储能企业而言，目前还处于上半场的竞争阶段，比拼的是资金实力和低成本。接下来的关键是要在规模和利润间搞好平衡，只有这样才能真正做到不掉队、可持续。