来源：江苏省储能行业协会

现在的国内储能，或许正面对着一个存在主义难题：为减少新能源发电弃电而诞生，却在强制配储的路上一路狂奔拉高风光电站成本。

进而衍生出储能行业的两难问题：储能的必要性显而易见，错失储能相当于二十年前错失光伏。然而入局储能的几年来，钱甚至还没赚到，行业却已趋向饱和，同质化的竞争环境之下，到底该不该入局？入局之后，前路又在何方呢？

图源：B站UP主“投研部杨摸鱼”评论区

今天，不盲目乐观，也不说丧气话，带大家剖析一下国内储能行业现状与趋势。

01

两个悖论

新型储能诞生之初的目的，大家都知道，它是用来减少新能源发电弃电的一种方式。那向前回溯，为什么新能源会有减少弃电的诉求呢？

以光伏为例，美国国家可再生能源实验室的一项研究数据表明，当光伏的渗透率达到11%，加州地区本地的电网系统就无法消纳所有太阳能发电了。随着新能源装机数量的推进，弃用电力必然随之增多，风光发电的度电成本也会随其渗透率的上涨大幅增加。

图源：NREL & 爱思考的老梨

在火电等传统电力的托举之外，储能似乎成了唯一增加新能源发电灵活性，减少其弃电的方式。

也就是说，本质上储能是为了降本增效而存在的。可放在当下环境来看，对于很多风光电站而言，出现了恰恰相反的结论：储能太贵了。

“配储”，在顶层设计的角度上，似乎是一种理想且完美的解决方案；可落地在实打实的市场上，配储对风光电站建设者们来说，更多意味着场地安装、运维、安全等一系列拉低内部收益率的问题。

这是属于目前阶段下，储能自身的致命悖论：产业需求却不是商业需求。喂饱了中上游，坑惨了下游。

而这也引发了我们开篇所提的另一个矛盾，人人都知道储能对于新能源的重要性，家家都想布局储能产业，再加上它并没有什么技术壁垒可言，导致的结果就是，赛道就这么点儿大，还没开始赚钱，已经涌满了人。于是储能逐渐步入低价竞标时代，对很多中小企业而言，这近乎一种饮鸩止渴。

或许是储能与光伏的链接性过于紧密而显然，使得这条产业路线的兴起并不难以预判。而在光伏兴起之初，太多人错过了捞起一桶金的机遇，惶然间，满腔热血灌注储能，势必要在此鏖战到底，杀出血路。

02

国内储能为什么不赚钱？

当我们思考这个问题时，应该意识到事实上这是两个问题。分别针对有安装储能需求的业主，与生产储能产品的厂商。

从第一个角度说起，储能项目的盈利模式大概为四种：现货价差套利、容量补偿、容量租赁、辅助服务。

从峰谷价差套利来看，国内储能没有国外赚钱的原因是显而易见的：电价不够贵、价差不够高。

海外的电力是高度市场化的，电价跟随供需情况波动，峰谷价差很大。而我国，由于体制优势与遍布各地的发达电网，电价便宜且电力供给相对稳定，峰谷价差虽然在电力市场化改革的推动下逐年拉大，却依旧不够大。

以储能盈利的0.7元价差界限来看，结合国内二月购电电价，目前也只有一半左右的省份具备了迈入储能市场的资格。再加上国内电力市场交投并不活跃，工商业储能和大储找不到套利对象，居民侧又很少采用峰谷电价，导致这一主要盈利方式并没有理论中这么赚钱。

图：国内外电力均价对比（单位：美元）

此外，我们都知道国家在推行光电项目强制配储的政策，不过事情没有绝对，强制配储不错，但配的这个储，你完全可以不用自己建，可以通过租赁别人的储能项目来达到完成指标的目的，那么租赁给你的这个储能项目的拥有者就可以获利了，这也就是储能第三大盈利的方式：容量租赁。

听起来也挺美好，一方赚租金一方完成任务，岂不是一种双赢？可事实是2022年，储能电站的租赁率甚至不到三分之一。租都租不出去，又何谈赚钱呢？

另外两个盈利方式，容量补偿与辅助服务，简单理解其实都是电网所给予的补贴。这两个收入方式受限于各地补贴政策，能赚多少都是未知，收入占比甚为含糊。

而对于另一个维度的储能产品生产厂商而言，强制配储更似机遇。但天上不会白掉馅饼，光伏、家电、新能源汽车……各行各业全都能跨界做储能，这意味着什么？意味着储能的入局门槛低，竞争压力大，差异性小，价值空间可以不断被压缩。在抢滩登陆的过程中，一步落后很可能就一蹶不振。

进一步言之，在技术差别不大的情况下，用户凭什么选择你？那只能是用钱砸市场，用市场喂养品牌，再通过品牌反哺企业，这一轮被拉长的回馈链走下来，家底不大的怎么能耗得起？

于是，储能就这样陷入了一个怪圈。回过头看，好像一切源头都是“强制配储”，如果没有配储政策，就不会在短时间内催生这么大规模的市场。那样，或许储能产业的诞生与发展，会是基于市场自身需求的“徐徐图之”，也许就不会如此纠结而矛盾了。

可与其钻这样的牛角尖，不如我们换个角度来看，国家推行强制配储政策，会不会别有深意呢？

03

强制配储，意义何在？

三个月前，中国工程院院士刘吉臻的一番言论在储能业内掀起轩然大波，他说电荷最大的缺点就是难以大量地堆积，而大量堆积恰恰是储能的含义。这是他清醒而悲观的源头。

他说：“我考察了不下5个这样的调峰电站，我说你把这几个月调峰电站运行的数据调出来，它调不出来，有的很尴尬，基本没用，用的话也解决不了什么问题，不用可能也对。”

强制配储，为了什么？“解决风光消纳问题”，是一个正确的、官方的、而没有滋味的回答。如我们前文所提，解决风光消纳的本质之一是要拉低新能源的度电成本，而现在配储已经近似成为了风光电站的一个“包袱”。

很明显，国家与各地方政府不是不知道这些衍生出来的问题，不然也会继续推进电力市场化改革、持续寻求新的促进配储方式了。

想来想去，觉得可能有以下几点原因，也欢迎大家集思广益、多多补充。

其一，是为了国家能源安全做准备。如果非说什么事是亏钱也要做的，那一定就是涉及国家安全的大事了。

一方面，老生常谈的是，随着新能源装机数的逐年增加，对于电网稳定性的冲击也会逐步攀升，源侧配储更多是一种预防作用。另一方面，随着全球气候变化加剧，极端天气增多，用电量也会逐步攀升，去年开始诸如四川、东北之类的地方已经出现了供电短缺的问题，未来各地电网无论是从用电消耗、维修成本来说，面临的考验都日益严峻。再加上日益复杂的国际环境之下，不仅要备粮备荒，也得稳定能源，拓展能源供给渠道。

其二，环保政策改革深化。前段时间，国家明确了将要由能耗双控转向碳排放双控。除了意味着新能源一片向好以外，也意味着火力发电更受限，那么传统能源能够为新能源供电托底的力量也会有所动摇，这时，落在储能身上的担子就会更重。

其三，为电力市场化交易作铺垫。在我们的印象中，这是促进储能发展的推手，但或许也存在一种可能是，这二者互为因果。要知道电网可是很赚钱的，也是会赚钱的。

再进一步推测，强制配储也是为虚拟电厂完善建设的一手棋。事实上，当前虚拟电厂实际落地项目也多以储能、充电桩为主。

基于我国幅员辽阔且资源分布不均的基本现状，加上我国经济发展水平也呈现出一种与之相对的“互补式”差异，导致了“南水北调”“西电东送”“西气东输”等辉煌工程的诞生。在可预见的未来，要想达成双碳目标，甚至是说COP28的目标，东南沿海发达地区所需要的用电资源，不可能简单被当地分布式光伏的发电量满足。也就是说能源需求缺口依旧存在，并且在世界对传统化石能源“冷眼相待”的情境下，能源需求缺口会更大，虚拟电厂就是互联网时代下更具市场性的调节性手段。

如今，随着山西、山东等省份电力交易规则明确虚拟电厂可以参与电力现货市场交易，上海等市场出台相关鼓励政策，虚拟电厂正在摸着自己的石头过河，这也正是我国电力改革的“深水区”所在：从集中化转向多元化，从宏观抓手转向放开的、甚至可以说C TO C的。而改革，往往不允许失败，更不能失败。所以强制配储更像是一种兜底，代表着“我需要时你要在”。而一旦土铺好了，人走的多了，路也就有了。

04

储能产业发展阶段

根据 Jeffery Moore 在1991年提出的技术采纳周期理论，任何一项创新技术从诞生到消亡，根据采纳者的特点不同，需要经历五个阶段。（引自鱼眼看电改）

目前的储能行业，很可能处于鸿沟期。储能，在其销售模式与盈利模式都不够成熟的情况下，就迎来了过剩时代。

即使产品价格与原材料价格双双下跌，也难以拉高储能的收益率。本质上是因为源头问题没有解决，再怎么在过程中拆东墙补西墙，也没法“斩草除根”。

简而言之，电力市场化没有到达该到的程度，储能的商业需求问题，就不会得到完全的解决。作为主流方案的锂电储能，无论锂价再怎么跌，都没法拉回储能这匹失速的马。

05

企业如何自渡？

就储能这条赛道而言，当被问到自家企业的竞争优势时，几乎每家有名有姓的企业都会告诉你：自研自产、全产业链。在其他行业这是毫无疑问的优势，可在这儿，大家都具备这个能力，就意味着大家都不具备这个能力。

想要跨越鸿沟，或许更难，也需要更加用心。充足的资金是必需，不盲目扩张也是必需，品牌声量与售后服务能力是将微乎其微的差距拉大的变量。另一方面，不能为追求保证用户收益而忽略产品安全问题。

此外，竞争获胜的一大因素是差异化，所以未来的未来，靠卖电能挣到钱的储能企业，可能也就只能剩下那么几家大龙头了，留给剩余的中小企业们的路径，或许要么是成为能源“中介”，要么是把其他产品储能化。

来源：储能新说

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