经济观察报 记者 郑晨烨“天天加班，现在被PUA严重。”7月27日，潘玮在电话中向记者抱怨说。

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他是华南一家储能集成厂商的销售经理，今年开始他发现自己的工作强度陡然增加，仅在刚过去的6月份，他就先后前往云南临沧、广东广州、福建厦门、北京、湖北武汉等五个省市出差谈项目。

潘玮这样连轴转的工作状态已经从年初持续至今，这也是当下整个储能行业火热现状的缩影。

资本狂潮

根据经济观察报记者不完全统计，仅今年上半年，已有11家主营业务定位于储能产业链内的公司递交了IPO招股书或更新上市进展，其中除古瑞瓦特、瑞浦兰钧两家企业拟登陆港股外，包括双登集团、海博思创、蜂巢能源在内的其余9家企业均分别拟向创业板、科创板发起冲刺。

而除了上述已走向资本闭环最后一步的“哥哥”们外，瞅准储能市场历史性机遇的初创企业，也在今年上半年获得了资本的大力扶持。

根据寻熵研究院储能与电力市场的统计，2023上半年国内储能产业链共有97家初创企业完成了融资，总金额近200亿元，被融资企业广泛覆盖了储能系统集成、PCS，锂电池和钠电池电芯及关键原材料、电池回收等储能产业链的各个主要环节。

“从融资轮次来看，超六成的项目处在天使/种子轮、Pre-A轮和A轮。在储能商业化浪潮风起云涌的今天，资本正在努力寻找并助推先进技术企业的快速成长和产能扩张。“投早投小”的投资策略在储能领域已愈发明显。另一方面，储能下游细分应用场景和产品路线多、上游产业链环节多、行业格局尚未固化等因素也为初创企业在细分领域快速切入并占领市场创造了条件。”寻熵研究院在上半年储能市场分析报告中表示。

资本狂飙的背后，是暴增的市场需求给行业带来的历史性机遇。

7月25日晚间，锂电池巨头宁德时代（300750.SZ）发布2023年半年度报告，实现营业总收入达1892.46亿元，同比增长67.52%，实现归属于上市公司股东的净利润207.17亿元，同比增长153.64%。

具体到各个业务板块来看，在日赚超1亿元的“宁王”版图中，储能系统已然成为第二大主营业务，其今年上半年实现营收279.85亿元，实现营业利润59.67亿元，毛利率达21.32%，而回溯“宁王”的2020年年报，彼时刚登场没多久的储能业务当年仅实现营收19.43亿元，换言之，宁德时代的储能业务在三年多的时间内，便暴增了14倍有余，而今年该业务也有望成为宁王四大主营业务中增速最快的板块。

值得注意的是，在这轮储能产业时速竞赛中，不仅仅是已经上市的“一哥”实现了业务的跨越式发展，7月5日，储能赛道新锐厦门海辰储能科技股份有限公司（以下简称“海辰储能”）在自家公众号官宣完成C轮融资，融资总额超45亿元。据了解，此次融资由国寿股权和金融街资本共同领投，中银资产、金石投资、国投招商、国风投基金、中金资本、鼎晖百孚、中美绿色基金联合领投。

从2021年落户厦门，以10天一层楼的速度完成基地建设，到2022年累计交付项目超40个，电池出货量达5GWh，海辰储能的成长速度总给人一种“市场瞬息万变、战机稍纵即逝”的感觉，而根据海辰储能公开披露信息，该公司规划是到2025年达成135GWh的年产能目标。

在官宣完成C轮融资的同时，海辰储能也已递交上市辅导备案，于7月3日获证监会受理，成为A股门外排队IPO的一份子。

6月20日，同为“专精特新”小巨人的储能企业北京海博思创科技股份有限公司（以下简称：“海博思创”）递交首次公开发行股票并在科创板上市招股说明书，2020年至2022年期间，海博思创的储能系统收入分别约为2.41亿元、6.53亿元和24.56亿元，其业务2020年—2022年的年均复合增长率也达到了惊人的219.27%。

6月28日，主营业务为储能电池产品的研发、生产与销售江苏双登集团股份有限公司（以下简称：双登集团），递交首次公开发行股票并在创业板上市招股说明书（申报稿），根据招股书披露，2020年至2022年，该公司实现营业收入分别约为27.69亿元、25.22亿元、41.95亿元，同期实现归属于母公司所有者的净利润分别约为1.12亿元、-4965.26万元、2.85亿元。

“有时候感觉自己像历史的见证者，看着这个行业短短几年时间就发展现在的样子，以前看到10MWh、20MWh的储能项目就觉得很可以了，现在看着这一个百兆瓦时项目并网，那一个百兆瓦时招标，对数字都有些麻木了。”7月25日，东莞一家储能电池厂商的高管范伯豪在电话中向记者感慨。

风从何起

若将时间拉回到2019年，很难想象当下风风火火的储能企业在那一年却遭遇了“倒春寒”，记者在走访储能行业内人士的过程中了解到，

华南一家上市储能厂商的区域经理刘胜告诉记者，2019年初，电网侧开始发布推广储能应用的相关文件，彼时行业内普遍看好电网侧储能在当年出现高增，华南、华东各省的电网公司也陆续启动百兆瓦级别的储能项目招标。

但随着发改委当年发布文件明确抽水蓄能电站、电储能设施、电网所属且已单独核定上网电价的电厂的成本费用不得计入输配电定价成本后，电网侧储能的商业模式又开始变得复杂起来。

记者了解到，所谓发电侧储能和电网侧储能是指储能系统在电力系统中的不同应用位置，其中，发电侧储能是指直接配置在发电设备或电站的储能系统，主要用途是平滑发电设备的输出，如太阳能和风能等可再生能源的输出会受到天气和季节变化的影响，发电侧储能可以在发电量大于负荷时储存多余的电能，在发电量小于负荷时释放储存的电能，从而保证电站的电力输出稳定。

而电网侧储能是指配置在输电和配电网或负荷侧的储能系统，主要用途是调节电网的电力供需，提高电网的运行效率和稳定性，应对电力需求高峰、提供备用能源、进行负荷平衡、降低输电损失、提供电网紧急备用能源等。在一些电网弱或孤立的地方，电网侧储能能够提高电网的安全性和可靠性。

对于电网侧储能来说，其收益主要源于销售电力、参与电网调峰、调频等辅助服务以及进行峰谷电价套利。

在刘胜看来，储能不纳入输配电价后，意味着电网侧储能设施的成本不能通过提高电价进行收回，这大大降低了电网侧储能设施的盈利能力，储能设施的建设和运营可能需要寻找其他的融资和盈利模式。

这无疑为电网侧储能的发展踩下了一脚刹车，根据中关村储能产业技术联盟统计数据，2019年，国内电化学储能项目的累计装机规模为1709.6MW，同比增长59.4%，较2018年175.2%的增长率“腰斩”过半，2019年上半年的装机规模更是出现了4.2%的负增长。

彼时，除宁德时代、阳光电源（300274.SZ）等龙头公司，其余储能产业链内的上市企业均在不同程度上出现了业绩下滑的态势，如科陆电子（002121.SZ）2019年的储能业务营收仅为8728万元，同比暴跌71.39%。

“东边不亮，西边亮”，在摁下了电网侧储能的暂停键后，发电侧储能顺利接棒扛起了产业增长的大旗，而发电侧储能的高增的起点，则要源于强制配储的政策驱动。

光伏行业资深观察人士张鹏告诉记者，在2017年，青海省发改委印发了《2017年度风电开发建设方案》，其中明确指出在当年青海省内规划的330万千瓦风电项目中，各项目都须按照建设规模的10%配套建设储能设施，此举一出，便于彼时引起业内哗然，如今也被视为新能源强制配储政策的开端。

自2017年后，便有其他省市效仿青海陆续推出类似政策，但这些都尚属国内各省市因地制宜所颁布的指导性文件，并未形成潮流。

直到2021年2月25日，国家发改委、能源局两部门联合出台了《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，其中正式明确：“对于存量新能源项目，结合新能源特性、受端系统消纳空间，研究论证增加储能设施的必要性和可行性。对于增量风光储一体化，优化配套储能规模，充分发挥配套储能调峰、调频作用，最小化风光储综合发电成本，提升综合竞争力。”

2021年5月11日，国家能源局在《关于2021年风电、光伏发电开发建设有关事项的通知》亦指出，对于保障性并网范围以外仍有意愿并网的项目，可通过自建、合建共享或购买服务等市场化方式落实并网条件后，由电网企业予以并网。

此外，国家能源局还在这份文件中指出，鼓励有条件的户用光伏项目配备储能。

在中央政策的指导下，强制配储的政策开始加速。

据经济观察报记者的不完全统计，自2021年以来，全国累计共有25个省份在有关风光电开发的文件中，对新建风光项目的配储比例及时长做出了相关规定，而电网企业、地方能源公司也开始围绕存量或增量大型风光项目，开展储能设施的招标。

例如，2021年3月19日，江西发布《关于做好2021 年新增光伏发电项目竞争优选有关工作的通知》，其中指出：“全省2021年新增光伏发电竞争优选的项目，可自愿选择光储一体化的建设模式，配置储能标准不低于光伏电站装机规模的10%容量/1小时，储能电站原则上不晚于光伏电站同步建成。”

又例如，2021年7月14日，风光大省宁夏发布《关于加快促进储能健康有序发展的通知》，通知中也明确指出，新能源项目储能配置比例不低于10%、连续储能时长（连续充/放电时间）2小时以上。从2021年起，原则上新核准/备案项目储能设施与新能源项目同步投运，存量项目在2022年12月底前完成储能设施投运。

2022年5月1日，江苏苏州发布《关于加快推进全市光伏发电开发利用的工作意见（试行）》，《意见》指出：鼓励装机容量2兆瓦以上的光伏项目，按照不低于装机容量8%的比例配建储能系统。

2022年7月8日，广东肇庆市发布《肇庆市促进光伏项目发展若干措施（征求意见稿）》，文件中提出鼓励各县（市、区）、功能区结合实际出台光伏项目及配套储能的补贴扶持政策；鼓励各地引导光伏企业按照不少于装机容量10%的能力配备储能装置。

记者注意到，自2021年以来各地颁布的文件中，对于风光电站配储的比例要求大多在10%左右，连续储能时长为2小时，且要求配储的多为大型集中式电站，而对于工商业分布式项目配储则基本以自愿、鼓励为主。

受益于政策驱动，储能产业开始迎来爆发式发展。

背后隐忧

张鹏认为，强制配储的背后，本质上是电网侧将责任和成本转移至发电侧，因为新能源配储听起来好处多多，但对于新能源项目来说，模糊的商业模式可能意味着配储只是在徒增成本。

中国光伏行业协会名誉理事长王勃华就在今年2月16日举办的光伏行业2023年形势展望研讨会中指出，近年来，光伏电站按容量以某一比例配置储能作为辅助消纳与支撑电网的措施，成为电站开发建设的前置条件。在储能商业模式尚不完善的情况下，强制配储给投资商带来了巨大的负担，且很多省份配储要求有愈演愈烈的趋势。

“实际运行中，大部分光伏电站所配置的储能系统被电网调度情况较少，难以获得相关收益。据企业测算，按照100MW项目配置10%/2h储能系统的要求，电站端成本将增加不少于0.3元/瓦在此基础上，每增加10%的储能比例，电站成本将增加约0.3元/瓦，目前国内风光资源丰富的很多省份要求配储比例不少于10%/2h，且呈不断上升的趋势。”王勃华说。

约0.3元/瓦的成本是什么概念？

对于一座100MW的光伏电站，如果按照10%/2h的储能系统配置，那么将会增加至少3000万元人民币的成本。

“储能寿命只有10年，光伏建站寿命最少25年，等于在一个光伏电站的全生命周期内，还要最少更换一次储能设施，这直接影响了光伏电站的回本周期。”张鹏表示。

而在实际运行当中，“一刀切”的强制配储对于电网侧实际上也意义不大，记者曾在今年6月21日前往珠海高栏岛风电场实探，这座2011年建成并网的风电场，由于建设时间较早，因此并没有配套储能设施，但坊间畏之如虎的“弃风限电”现象，在高栏岛风电场就从来没有出现过，“我们都是全额上网，不存在消纳难的问题。”高栏风电场场长陈伟强曾告诉记者。

珠海港昇董事会秘书的王煜认为，高栏风电场位处珠三角负荷中心，“电都不够用，还能消纳不了？

不难看出，对于华东、华南等用电高负荷中心来说，新能源发电当下暂时未对电网稳定运行带来困扰，也不存在风电光伏的消纳难题，最后更是可以通过准确的功率预测提升电网调度的准确性。

在此背景下，面向新能源发电项目的强制配储，便有了向“画蛇添足”演变的趋势。

“地处负荷中心的项目，如果一刀切地按照10%以上的装机容量去配储，确实不太必要，不管三七二十一地去配储，很有可能会造成大量储能电站闲置，锂电储能电站如果长期闲置得不到妥善的运维管理，还有可能成为安全隐患。”刘胜在采访中向记者坦言。

提防“公交车效应”

储能市场真就完全是政策驱动的市场需求吗？

答案也不尽然，自去年以来，脱胎于发电侧储能的用户侧储能模式开始兴起，不同于电网侧、发电侧仍有待探索的盈利模式，用户侧储能当前已走出一条较为清晰的“赚钱”之路。

经济观察报记者曾于今年3月末前往目前国内单体容量最大的用户侧磷酸铁锂电化学储能项目——蓝思科技（东莞）光储项目（以下简称：“蓝思光储”）实探，据记者了解，蓝思光储的主要商业模式便是峰谷电价套利。

科华数据（002335.SZ）子公司科华数能技术中心总经理曾春保曾告诉记者，工商业用户侧储能模式的出现，主要源于工商业目录电价的取消，目录电价原为销售电价，是直接面向用户，由政府制定标准的“到户价”，在目录电价取消后，工商电价开始随供需关系波动，电价高峰与谷底价差逐渐拉大，加之近来偶发的“拉闸限电”事件，为降低企业用电成本，以及保障工厂重要负荷供电，工商业侧储能市场需求开始增加。

他指出，在实施峰谷电价的电力市场中，通过低电价时给储能系统充电，高电价时储能系统放电，实现峰谷电价差套利，降低用电成本。此外，适用两部制电价（又称大工业电价，将电价分为流动、基本两部分计算）的工业企业，可以利用储能系统在用电低谷时储能，在高峰负荷时放电，从而降低尖峰功率及申报的最大需求量，达到降低容量电费的目的。

张鹏则告诉记者，以峰谷电价价差为1元、一年工作300天、每天充放电两次计算，一个建站容量为6MWh的项目，每年仅峰谷套利收益就在170万元至180万元间，而当前用户侧储能项目投资成本在1.4元-1.8元/Wh之间，换言之，仅需4年至5年即可收回投资成本，项目经济性十分可观。

虽然想象很美好，但现实依旧有些残酷，工商业用户侧储能电站当下也面临着发展“桎梏”，其中最核心的问题便是——“找地难”。

记者在探访蓝思光储项目时，南方电网产业投资集团技术专家黄邵远就曾向记者提及了当前大型用户侧工商业储能电站建设所面临的难题：“首先是地难找，你不要觉得蓝思好像给块地没什么，这块地他们当初愿意给还是因为这里本来是停车场，我们拿钢结构支起来，不耽误他们继续当停车场用，但是这种大面积的场地不好找，在广州或者深圳的市区，不可能搞一块地皮建这个；其次，项目方还需要有足够的耗电量，像蓝思这种大工业用电就比较合适，而小工厂因为用能太少，加上损耗可能建一个电站还亏钱。”

曾春保亦表示，当前针对大容量工商业储能电站，主要的难点在于建设场地与并网接入两个方面：首先，储能电站需要独立的建设场地，储能电站设备间以及与厂区的建筑之间都要保证足够的安全与维护距离，很多厂区建设用地有限，因此在前期设计储能电站容量的时候，一定要充分考虑储能电站的位置以及所需要的占地面积；其次，大容量工商业侧储能电站的接入以10kV为主，因此要计算厂区内10kV（千伏）变压器在满足负载用电的基础上，是否有足够的接入容量满足储能系统的接入需求，同时还要确认配电房是否具备接入位置，考虑对配电房进行接入改造的费用等问题。

“在华南、华东等经济发达地区，用地基本上决定了工商业用户侧电化学储能的上限。”范伯豪说。

总的看来，虽然储能行业当下还面临着各种各样的挑战与困境，但这并不妨碍赛道内各玩家展开的狂飙。而狂飙之后，储能电池当前亦面临着产能过剩的隐忧。

根据高工产业研究院数据，其预计到2025年，全球储能电池出货量将超500GWh，而仅一个尚未上市的海辰储能就规划要在2025年达成135GWh的年产能目标。

“在储能市场预期高涨的情况下，大举扩张产能，和现在光伏行业的现状是一样的，呈现出一种公交车效应，后来的新玩家会不断地推着前面的老玩家往前走，但储能当下太依赖政策驱动，如果仍旧保持模糊的商业模式运行下去的话，未来极容易出现供需失衡，引发激烈竞争与行业洗牌的情况。”张鹏向记者表示。

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