一個原本毫不起眼的行業(yè)，忽然站上了“風口”。

　　電池工程師莊新就職于某頭部動力電池廠商，公司原本主打新能源車載電池。但根據(jù)莊新的說法，動力電池行業(yè)原已趨于飽和，甚至出現(xiàn)了部分企業(yè)優(yōu)化裁員的現(xiàn)象。然而，近一兩年，大量儲能公司如雨后春筍般出現(xiàn)，相反地不斷從動力電池行業(yè)挖人，與此同時，他所在的公司也開始將業(yè)務線延伸至儲能電池。

　　在某儲能企業(yè)擔任銷售的張曉也感受到了儲能行業(yè)的爆發(fā)。他告訴清流工作室，原本公司主要做電力系統(tǒng)自動化業(yè)務，過去兩年，隨著儲能的訂單不斷增多，公司開始加大了儲能業(yè)務的布局。

　　事實上，儲能并非新鮮事物。一位儲能從業(yè)者比喻，儲能相當于一個“大型充電寶”。“舊時農(nóng)村老是經(jīng)常停水，每家每戶都會有個水缸，水一滴都在蓄，等到做飯的時候就一勺一勺地往外舀。這個儲能是一樣的道理，你把3毛錢的電存下來，(電價)1塊3的時候用，是不是就省了電費?”該從業(yè)者稱。

　　在實際運用場景中，儲能用在新能源發(fā)電站，可以實現(xiàn)削峰填谷，平穩(wěn)電力系統(tǒng);用在工廠或者家庭中，可以實現(xiàn)在電價低時充電，高價時放電，從而為企業(yè)或家庭用戶節(jié)省電費成本。

　　從技術類型區(qū)別，儲能又分為傳統(tǒng)的“抽水蓄能”和新型儲能——前者主要為傳統(tǒng)火力發(fā)電服務，后者則可輔助于新能源發(fā)電。而據(jù)第三方機構EESA數(shù)據(jù)，截至2022年底，新型儲能技術占中國裝機規(guī)模約為23.1%，抽水蓄能則占76.9%。

　　新型儲能裝機規(guī)模雖未成為主流，卻由于建設周期短、布局靈活、響應速度快、可再生能源發(fā)電快速發(fā)展等原因，正以黑馬的姿勢迅速崛起。

　　不過，熱潮涌動之下，新型儲能發(fā)展路上仍有許多“攔路虎”。其中，新型儲能目前最大的需求，仍是新能源強制配儲政策所產(chǎn)生的。而新能源配儲目前盈利模式仍不清晰，造成“配而不用”、資源浪費，因而也常被業(yè)內所詬病。

　　然而，近兩年來，工商業(yè)儲能的異軍突起，同時也讓市場看到了一絲曙光。按照張曉的說法，以前的儲能市場需求主要來自示范性儲能項目，但投資收益卻算不過來賬，但如今這個賬卻能“算得過來了”。

　　與此同時，隨著新型儲能產(chǎn)能過剩的信號浮現(xiàn)，一場行業(yè)洗牌或不可避免，有投資人開始透露出對投資這一行業(yè)的擔憂。

　　萬億市場崛起

　　這是一個可預見的萬億級市場。

　　據(jù)中國物理與化學電源行業(yè)協(xié)會儲能應用分會預計，到2025年，新型儲能產(chǎn)業(yè)規(guī)模有望突破萬億，到2030年預計接近3萬億。

　　國家能源局發(fā)布的數(shù)據(jù)顯示，今年上半年，國內新投運新型儲能裝機規(guī)模約863萬千瓦/1772萬千瓦時，相當于此前歷年累計裝機規(guī)模總和。而在2022年底，全國已投運新型儲能項目裝機規(guī)模達870萬千瓦，平均儲能時長約2.1小時，比2021年底增長110%以上。

　　不過，多位行業(yè)人士均向清流工作室提到，儲能行業(yè)在國內的火爆，主要是由相關政策帶動的。

　　2020年9月，中國提出碳中和目標：二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，努力爭取2060年前實現(xiàn)碳中和。

　　在這一目標前，電力央企被提出了新的“KPI”。2021年12月，國資委發(fā)布《關于推進中央企業(yè)高質量發(fā)展做好碳達峰碳中和工作的指導意見》。文件提出，到2025年，中央企業(yè)產(chǎn)業(yè)結構和能源結構調整優(yōu)化要取得明顯進展，可再生能源發(fā)電裝機比重達到50%以上。

　　一位光伏行業(yè)人士曾向清流工作室指出，在絕大多數(shù)發(fā)電站的主體為國企、且國企近年來有新能源發(fā)電站占比指標的背景下，近年來國企紛紛收購或建設新能源發(fā)電站。

　　也正因如此，近年來，中國新能源發(fā)電裝機增速與增量均實現(xiàn)了跨越式增長。

　　但以風光為代表的新能源發(fā)電也有天然的缺點，儲能的需求應運而生。

　　“可再生能源主要是風和光，這兩個東西是靠天吃飯的，它的波動性就會很大。那么電網(wǎng)靠什么去緩沖這種波動性?儲能就相當于是個緩沖器。”杭州數(shù)元電力科技有限公司董事長俞慶向清流工作室表示。

　　業(yè)內人士表示，風光發(fā)電不穩(wěn)定，具有很高的“棄風棄光率”，而如果在風電場、光伏電站配套建設儲能電站，在風光發(fā)電量消納不完的時候，儲能電站這個“大型充電寶”就可以及時將電量儲存起來，等到需要用的時候再發(fā)出去，由此可以平滑發(fā)電輸出曲線，提升電力系統(tǒng)的運行效率。

　　為了推動新型儲能行業(yè)發(fā)展，近兩年，相關政策頻繁出臺。

　　據(jù)中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟統(tǒng)計，2021年至2023年上半年，國家及地方出臺儲能直接相關政策約1170項。從今年上半年情況看，270余項儲能支持政策密集發(fā)布。

　　例如，2021年7月，國家發(fā)展改革委、國家能源局就發(fā)布了《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》，首次提出新型儲能是“雙碳”目標的關鍵支撐技術，并提出預計到2025年新型儲能裝機規(guī)模達3000萬千瓦以上，到2030年實現(xiàn)新型儲能全面市場化。

　　2022年1月和5月，國家發(fā)展改革委、國家能源局又接連印發(fā)《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》、《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》，對推動新型儲能規(guī)模化、產(chǎn)業(yè)化、市場化發(fā)展作出重要部署。

　　“只要手里有點錢，現(xiàn)在基本都往儲能上跑了。”四個月前入行儲能的工商業(yè)儲能從業(yè)者劉志輝向清流工作室表示，政府密集出臺利好儲能發(fā)展的政策，刺激了各路資本與公司紛紛切入到儲能行業(yè)。

　　第三方檢測機構TUV南德意志集團智慧能源副總裁許海亮也見證了儲能公司如雨后春筍般的涌現(xiàn)。許海亮向清流工作室透露，過去兩年，公司接到的檢測需求大幅度增加，一方面是由于儲能系統(tǒng)和電池出口海外的需求大幅提升;另一方面則是因為出現(xiàn)了大量跨界到儲能的公司，這些公司走向市場的第一步就是要做認證。

　　畢馬威和中電聯(lián)聯(lián)合發(fā)布的一份行業(yè)研究報告顯示，2021年之前，中國每年新成立的儲能相關企業(yè)大約在三四千家。到了2022年成立了3.8萬家儲能相關企業(yè)，是2020年新成立儲能企業(yè)數(shù)量的10倍，是2021年的近6倍。

　　據(jù)普華永道發(fā)布的《2023中國新型儲能行業(yè)發(fā)展白皮書》顯示，2022年儲能行業(yè)并購交易總金額達千億元人民幣，并購交易數(shù)量為130筆。相較2021年，2022年儲能產(chǎn)業(yè)鏈并購交易金額同比增長約99%，交易數(shù)量同比增長約76%。

　　強制配儲項目占據(jù)最大市場規(guī)模

　　儲能成為市場“香餑餑”的其中一個原因，是強制配儲條款逐漸成為地方儲能政策的重要一環(huán)。

　　清流工作室注意到，目前，中央層面對于新能源配儲是鼓勵但不強制的態(tài)度。

　　2021年7月國家發(fā)改委、能源局發(fā)布《關于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》指出，在電網(wǎng)企業(yè)承擔風電和太陽能發(fā)電等可再生能源保障性并網(wǎng)責任以外，仍有投資建設意愿的可再生能源發(fā)電企業(yè)，鼓勵在自愿的前提下自建儲能或調峰資源增加并網(wǎng)規(guī)模。對按規(guī)定比例要求配建儲能或調峰能力的可再生能源發(fā)電企業(yè)，經(jīng)電網(wǎng)企業(yè)按程序認定后，可安排相應裝機并網(wǎng)。

　　不過，到了各省區(qū)市政府執(zhí)行過程中，新能源配儲逐漸演變成為強制要求。

　　有媒體統(tǒng)計，截至目前，超過20個省市要求新能源項目配置10%—20%、時長1—4小時的儲能設施，并將其作為可再生能源并網(wǎng)或核準的前置條件。

　　例如，就在今年6月，廣東省能源局印發(fā)了《關于新能源發(fā)電項目配置儲能有關事項的通知》，要求未按要求配置儲能的新能源發(fā)電項目，電網(wǎng)公司原則上不予調度，不收購其電力電量。

　　同月，河南省人民政府辦公廳也印發(fā)了《關于加快新型儲能發(fā)展的實施意見》，要求2021年及以后河南省年度風光開發(fā)方案中的新能源項目，要嚴格按照開發(fā)方案中承諾的儲能配比配置儲能設施，儲能設施投運時間應不晚于新能源項目投運時間;如未投運，電網(wǎng)不得調度和收購其電力電量。

　　俞慶向清流工作室表示，在配儲問題上，地方政府、電網(wǎng)與新能源開發(fā)商呈現(xiàn)三方博弈的微妙局面。目前，除了通過新能源配儲，電網(wǎng)可以利用管理與調度的手段去應對一定比例的風光滲透率。然而，長期依靠電網(wǎng)承擔風光波動性的成本和風險，對電網(wǎng)公司而言并不公平，于是有了強制配儲政策的出臺，相當于把這一部分成本轉移給新能源開發(fā)商。

　　雖然如此，強制配儲落地時，實際情況卻一言難盡。

　　中電聯(lián)發(fā)布的《新能源配儲能運行情況調研報告》顯示，新能源配儲項目等效利用系數(shù)僅為6.1%，遠低于火電廠配儲能的15.3%，電網(wǎng)儲能的14.8%以及用戶儲能的28.3%。

　　業(yè)內人士向清流工作室指出，新能源配儲利用率低，主要原因是尚未形成有效的商業(yè)模式。理論上，新能源配儲的盈利模式包括政府補貼、為電力系統(tǒng)提供輔助服務獲取收益、參與電力市場等。但由于缺乏獨立市場主體、相關盈利模式尚不明晰等原因，新能源配儲收入主要依靠政府補貼。因此，很多風光發(fā)電站往往僅為了完成任務“一配了之”、“配而不用”，造成巨大的資源浪費。

　　清流工作室注意到，《2023中國新型儲能行業(yè)發(fā)展白皮書》對不同場景下光伏發(fā)電的內部收益率(IRR)曾做過一組測算：

　　以內蒙古某100MW光伏發(fā)電項目、配套20MW/40MWh儲能電站為例，在僅光伏發(fā)電的情景下，內部收益率高達7.43%，光伏+儲能的情景下，內部收益率降至4.74%，而如果是光伏+儲能+補貼的情景下，內部收益率可達5.23%;“光伏+儲能+輔助服務”內部收益率可達5.94%;“光伏+儲能+補貼+輔助服務”，內部收益率更是高至6.41%。

　　這意味著，無論是哪種情景，最終內部收益率最高的都是僅光伏發(fā)電。

(圖片源自《2023年中國新型儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展白皮書》)

　　“說實話，在國內如果沒有強制配儲，是沒有多少企業(yè)愿意去配這個儲能的，因為儲能基本上沒有太多收益，但是成本卻增加了很多。”鑫欏資訊高級研究員龍志強向清流工作室表示，以光伏發(fā)電為例，光伏發(fā)電成本已經(jīng)具備與火電和水電競爭的優(yōu)勢，但如果加了配儲，成本就上去了，競爭力優(yōu)勢不再。

　　劉志輝向清流工作室算了筆賬，以最常見的鋰電儲能為例，存儲一度電的成本大約是0.4元左右，但像甘肅新疆內蒙古山西等地區(qū)的上網(wǎng)電價僅1毛錢到3毛錢不等。“你去花4毛錢把它儲存下去，然后再去上網(wǎng)，你會發(fā)現(xiàn)這個賬算不過來?？繃已a貼是不能持久的。”劉志輝稱。

　　在利用率低的同時，強制配儲究竟給發(fā)電企業(yè)額外增加了多少成本?

　　根據(jù)畢馬威的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，一座光伏電站配建裝機量20%、時長2小時的儲能項目，初始投資將增加8%-10%;風電場配建同樣容量的儲能項目，初始投資成本將增加15%-20%。

　　然而，與此同時，多位業(yè)內人士向清流工作室指出，目前國內主要的儲能需求，正是來自于新能源強制配儲。

　　儲能下游的應用場景可分為電源側(又稱發(fā)電側)、電網(wǎng)側和用戶側。據(jù)《2023年中國新型儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展白皮書》統(tǒng)計，從2022年已并網(wǎng)儲能項目應用領域來看，電源側、電網(wǎng)側、用戶側項目分布比例分別是49%、43%和8%。具體來看，光伏配儲和風光配儲又分別占電源側項目的58.6%和38.2%，也就是配儲合計占電源側項目的96.8%。

　　以此來計算，風光配儲項目占2022年已并網(wǎng)儲能項目的比例高達47.4%，規(guī)模比例排第一位。

(圖片源自《2023年中國新型儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展白皮書》)

　　這意味著，目前利用率最低、商業(yè)模式尚不清晰的電源側新能源配儲，反而占據(jù)了新型儲能最大的市場規(guī)模。

　　“只有儲能走向市場化的時候，它才有未來。”劉志輝認為，只有儲能盈利模式能跑通，才會激發(fā)其巨大的商業(yè)潛力，中國儲能的希望在用戶側儲能，預計用戶側儲能未來將占據(jù)60%以上的市場規(guī)模，而目前峰谷價差達到0.86元以上的珠三角、長三角工商業(yè)儲能市場將獲得快速發(fā)展。

　　儲能產(chǎn)業(yè)鏈全圖景

　　如果把儲能產(chǎn)業(yè)拆解為上游，中游，下游三個環(huán)節(jié)：上游可包括核心原材料與部件;中游可包括儲能系統(tǒng)集成;下游可包括終端應用——包括電源側、電網(wǎng)側和用戶側不同場景的應用。

　　俞慶提出，類似于IT行業(yè)的“微笑曲線”模型，儲能產(chǎn)業(yè)鏈也呈現(xiàn)出“兩頭高、中間低”的微笑曲線，即產(chǎn)業(yè)鏈上游、下游兩端的整體利潤率較高，產(chǎn)業(yè)鏈中游的利潤率較低。

　　在儲能產(chǎn)業(yè)的上游，一個儲能系統(tǒng)主要由電池組、儲能變流器(PCS)、電池管理系統(tǒng)(BMS)、能量管理系統(tǒng)(EMS)等原材料構成。其中，電池組的成本占比約為六成，占原材料成本大頭。

　　莊新向清流工作室表示，從組成來看，儲能電池與動力電池本質上并無太大區(qū)別，“從電芯到模組看其實都是差不多的，只不過儲能電池多了一個大的系統(tǒng)集成，多了一個工序。”

　　或許正因這個緣故，近年來，動力電池廠商紛紛布局儲能新賽道，將其視為第二增長點。從去年出貨量來看，前十大儲能電池廠商也與前十大動力電池廠商排名也幾乎相仿。

　　在俞慶看來，電池屬于典型的規(guī)模經(jīng)濟行業(yè)，僅靠目前儲能市場的產(chǎn)能規(guī)模，企業(yè)無法形成規(guī)模效應。而動力電池企業(yè)的電池產(chǎn)能和規(guī)模已經(jīng)上來了，對上游原材料有更強的議價能力，從而做儲能電池更有優(yōu)勢。這也導致了儲能上游環(huán)節(jié)呈現(xiàn)較高的行業(yè)壁壘與利潤率的特征。

　　在儲能的中游，儲能系統(tǒng)集成可以理解為將上游的設備組裝成一個完整的儲能系統(tǒng)，當中涵蓋了儲能系統(tǒng)的設計、組裝、安裝和維護等各個環(huán)節(jié)。

　　不過，多位業(yè)內人士向清流工作室強調，儲能產(chǎn)業(yè)中游同時也是產(chǎn)業(yè)鏈門檻相對最低、聚集企業(yè)數(shù)量最多、競爭最激烈的一環(huán)。

　　遠景能源儲能事業(yè)部總經(jīng)理鄭漢波在今年5月曾發(fā)出警告：“很多儲能系統(tǒng)集成商還在解決生存問題，到明年可能80%(儲能系統(tǒng)集成商)企業(yè)會倒下。”

　　張曉向清流工作室透露，每次儲能集成項目招標的時候，參與的廠家?guī)缀趺看味加袔资?，并且大部分時候中標廠家都是以“低價取勝”。

　　許海亮向清流工作室表示，中游之所以涌入的企業(yè)數(shù)量最多，是因為儲能集成這個環(huán)節(jié)是將客戶、投資人、供應鏈關系融合在一起最關鍵的一個環(huán)節(jié)。“上游需要找供應鏈，下游需要對接客戶，可能從融資的角度來說，也相對容易一些。”許海亮稱。

　　在儲能產(chǎn)業(yè)鏈的下游，不同的應用場景情況較為復雜，呈現(xiàn)出不同的行業(yè)圖景。

　　儲能下游的應用場景可分成電源側、電網(wǎng)側和用戶側。電源側和電網(wǎng)側的儲能項目因功率較大，通常也被合稱為“大儲”。

　　其中，電源側的儲能目前基本由強制配儲政策帶動市場。前文提到，新能源配儲項目利用率不高、盈利能力低，卻占據(jù)了新型儲能最大的市場規(guī)模。

　　不過，多位業(yè)內人士也向清流工作室指出，共享儲能(也稱獨立儲能)的出現(xiàn)，或許可以破解這一尷尬的局面。

　　“共享儲能是指，比如我是光伏或者風電的發(fā)電企業(yè)，當?shù)卣笪遗鋬?，我不需要自己去建儲能電站，我去租賃就可以了。”龍志強向清流工作室指出，目前國家已經(jīng)給予儲能電站以獨立儲能的身份，以后儲能電站除了服務于自家場站，也能夠租賃出去以獲得收益。如此一來，新能源發(fā)電企業(yè)將大大減少初始投資成本。

　　中國新能源電力投融資聯(lián)盟秘書長彭澎向清流工作室表示，目前為止，現(xiàn)存的新能源配儲項目大多是之前審批的利用率較低的老項目，今年開始，調用率較高的獨立儲能項目開始陸續(xù)并網(wǎng)，有望改善新能源配儲利用率低的問題。

　　而在電網(wǎng)側，99.5%的儲能項目也是由獨立儲能構成，主要用于提供調頻、調峰、自動負荷控制等輔助服務，投資主力是國有電網(wǎng)企業(yè)，目前也有一小部分民營企業(yè)入局。

　　業(yè)內人士向清流工作室指出，獨立儲能的主要收益來源，除了前文提到的租賃給新能源發(fā)電站(也叫“容量租賃”)，還可以通過參與輔助服務市場獲取收入。此外，在部分有電力現(xiàn)貨市場的省份，獨立儲能也能通過電力現(xiàn)貨交易額外獲得峰谷電價差收益。

　　不過，截至目前，獨立儲能仍處于起步階段，盈利模式尚不穩(wěn)定。

　　俞慶告訴清流工作室，每個省份目前至少有兩個電力市場，第一個叫電量市場，第二個叫輔助服務市場。一般像電網(wǎng)這種獨立儲能項目，都在輔助服務市場里面去出售服務來獲得收益。但是不同的輔助服務市場也有不同的交易規(guī)則、品種、方式以及價格，牽涉到的機制非常復雜。

　　“每個省的輔助服務市場的成熟度也是不一樣的，是要跟著電量市場的成熟、慢慢地去(完善)配套的市場。”俞慶稱。

　　“理論上調頻調峰服務，你被調用一次，給你付一次錢。但是你未來被調用多少次你是不一定知道的，就要靠電網(wǎng)的需求。那也就是說如果投資，未來你只能去預測一下可能被調峰調頻需求多少次，但是預測和實際可能差距很大。對于投資者來說，一個不確定性很高的事情，就寧可不去投資了。”許海亮向清流工作室表示。

　　在用戶側，儲能的運用場景較為豐富，總體上可以劃分為戶用和工商業(yè)兩個場景。相對于“大儲”，用戶側盈利模式目前則清晰很多。

　　戶用儲能也稱家庭儲能，相當于家庭的“備用電源”。中國是戶用儲能生產(chǎn)及出口第一大國，雖然戶用儲能在國內尚屬冷門，但多位儲能行業(yè)人士向清流工作室表示，不同于國內，在歐美及非洲等國家，由于當?shù)仉娏r差較大或電力供應不穩(wěn)定，戶儲產(chǎn)品銷路較廣。近兩年，由于地緣戰(zhàn)爭造成歐洲能源危機，戶用儲能一度迎來爆發(fā)式增長。

　　工商業(yè)儲能則是指在工業(yè)或商業(yè)終端使用的儲能系統(tǒng)，主要應用在工業(yè)園區(qū)、港口岸電、充換電、配電站、礦場等。目前，工商業(yè)儲能主要通過峰谷電價差套利。

　　對于工商業(yè)儲能的套利模式，劉志輝向清流工作室打了個比方：假設某工廠一個月用100萬度電，白天電價一度電是1.3元，晚上電價0.3元，而工廠白天需要用電30萬度。如果投資商找到工廠合作，為工廠免費安裝儲能設備，在晚上電價為0.3元時提前將電存儲下來，白天再給工廠使用，電費依然按照1.3元結算。那么，一個月下來，儲能將獲取30萬元的電價差收益，如果這部分收益讓投資商與工廠分成，那么不僅工廠可以實現(xiàn)在零成本投入的前提下賺取額外收益，投資商也能通過合作牟利。

　　自2021年起，各地電價峰谷價差逐步明顯，工商業(yè)儲能的經(jīng)濟性開始初見成效。據(jù)中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟統(tǒng)計，目前，國內有22個省份的工商業(yè)儲能都已經(jīng)初步具備了經(jīng)濟性。尤其在浙江、廣東等地，每天兩個波峰和波谷可以做到“兩充兩放”，預計回本周期已經(jīng)在3-4年之間。

　　隨著工商業(yè)儲能的異軍突起，2023年也被稱為“工商業(yè)儲能元年”。

　　清流工作室獲悉，在現(xiàn)實情況中，工商業(yè)儲能通常有三個角色參與：一是工廠、工業(yè)園等為代表的業(yè)主方;二是負責提供設備的工商業(yè)儲能集成商;三是負責出錢的投資方。

　　具體到投資模式，工商業(yè)儲能又分為三類：一是業(yè)主自投模式，即工商業(yè)企業(yè)業(yè)主自己投資，自己受益;二是合同能源管理模式(EMC)，也就是業(yè)主引入第三方投資方合作模式;三是融資租賃模式，即在合同能源管理模式基礎上引入融資租賃方，如讓工商業(yè)儲能設備商或金融機構通過融資租賃的方式提供設備。

　　業(yè)內人士向清流工作室指出，目前在業(yè)內，業(yè)主自投模式占比較少，其余兩種模式占比居多，大概是一半一半的比例。

　　致川能源董事長李勝祖向清流工作室表示，投資方評估一個儲能項目是否值得投資，主要看幾點：一是企業(yè)所在地的相關儲能以及電價政策;二是企業(yè)信用以及企業(yè)屬性背景;三是通過企業(yè)每月電量和每日負荷等數(shù)據(jù)，分析其用電習慣;四是判斷企業(yè)是否具備儲能安裝條件。其中第三點尤為重要，因為決定了企業(yè)儲能電站的裝機容量大小。

　　“測算出裝機容量以后，我們會根據(jù)當?shù)胤骞入妰r政策，測算項目總收益以及我們和業(yè)主的收益，然后按年計算收益率。一般達到8%左右，我們就能投。”李勝祖表示，在做出投資決策時，一般項目回本周期在六七年以內的才會投，超過十年的不投。

　　不過，工商業(yè)儲能投資并非完全沒有風險。

　　李勝祖指出，就投資方而言，面臨的風險主要來自兩個方面：一是政策變動的風險，工商業(yè)儲能依靠峰谷價差獲利，而如果哪天電價改了，電價差縮小了，就影響收益;二是企業(yè)經(jīng)營風險，比如在項目沒有回本前，企業(yè)出現(xiàn)經(jīng)營風險或破產(chǎn)了，那投資的項目就虧了。

　　行業(yè)洗牌或即將來臨

　　隨著各路資本蜂擁而至，儲能行業(yè)產(chǎn)能過剩的隱憂也隨之浮現(xiàn)，一場行業(yè)洗牌或即將來臨。

　　第三方研究機構GGII的數(shù)據(jù)顯示，由于行業(yè)擴產(chǎn)積極，當前國內儲能電池產(chǎn)能已超200GWh，整體產(chǎn)能利用率從2022年的87%下降到今年上半年的不足50%，其中戶儲電池產(chǎn)能利用率連三成都不到。

　　據(jù)中關村儲能產(chǎn)業(yè)技術聯(lián)盟統(tǒng)計，2023年9月，儲能EPC中標均價1407.47元/kWh，同比下降25%，環(huán)比下降8%;儲能系統(tǒng)中標均價993.01元/kWh，持續(xù)下行，2小時磷酸鐵鋰儲能系統(tǒng)中標均價甚至跌破1元/Wh。

　　在彭澎看來，儲能市場本質上已經(jīng)出現(xiàn)供大于求，即產(chǎn)能過剩，因此在價格端呈現(xiàn)往下走的趨勢。

　　一位從事儲能業(yè)務投資的人士向清流工作室表達了對儲能行業(yè)產(chǎn)能過剩的擔憂，一方面他認定儲能在未來兩年內仍是投資熱點之一;另一方面其憂慮過了一年半載，儲能會出現(xiàn)類似十幾年前光伏行業(yè)出現(xiàn)的嚴重產(chǎn)能過剩。

　　在許海亮看來，儲能產(chǎn)能過剩和市場增速較快，兩者并不矛盾。他認為，儲能產(chǎn)能過剩的主要原因是因為在這一段時間里面進入的企業(yè)過多，未來洗牌是一定不可避免會發(fā)生的，但儲能市場持續(xù)發(fā)展也是確定的：一是因為隨著電力結構中的新能源占比持續(xù)提升，儲能仍存在巨大的需求;二是只要峰谷電價差存在，儲能就必然存在套利空間。

　　“大家都想著入局，都想割韭菜。”在莊新看來，之所以目前儲能行業(yè)有這么多公司涌入，原因之一是在行業(yè)初期門檻比較低，監(jiān)管對于儲能行業(yè)也尚未出臺完整的制度約束，導致儲能公司和產(chǎn)品質量參差不齊。但隨著行業(yè)的發(fā)展必然會越來越標準化，一些不正規(guī)的公司會被淘汰掉，留下實力比較強、有技術根底的公司。

　　值得一提的是，新型儲能或即將迎來“標準化”時代。今年2月，國家標準化管理委員會和國家能源局聯(lián)合印發(fā)《新型儲能標準體系建設指南》，提出在今年制修訂100項以上新型儲能重點標準，用以支持新型儲能產(chǎn)業(yè)安全、規(guī)模化發(fā)展。

　　“(儲能行業(yè)標準)肯定是比較重要的，任何一個行業(yè)要有序發(fā)展，一定要有比較完善和健全的標準能夠規(guī)范這個行業(yè)。”許海亮同時表示，儲能大規(guī)模發(fā)展起來也是近幾年的事情，制定統(tǒng)一的技術標準需要一個過程，這更像是一個系統(tǒng)工程。

　　某不愿具名的儲能從業(yè)人士也向清流工作室提到：“(儲能)需求肯定是有的，作為碳中和當中比較重要的一環(huán)，但是消費者對儲能產(chǎn)品的信心仍然需要逐步去建立，不管是產(chǎn)品壽命和安全性都需要時間去檢驗。”