“我们看到全国很多地方在尝试不同的储能技术，也走访过不少项目。政策固然给储能带来了激励，但是就我们公司自身运行的储能场站投资收益来讲，目前的商业模式或者说收益率，确实不足以支撑储能以目前的方式持续下去。”近日在一次交流中，有民营储能企业主要负责人当众直言。

据能联社所知，该企业在业内属于实力还不错的，一度曾冲击过IPO。在储能空前热门的当下，主动自爆项目“难以持续”，让人有些意外。该人士甚至说，类似情况不止自己一家。“比如大家看到最近广东备案大量的储能项目，但我打赌，这些项目两三年内不会启动，因为在广东的电价和电力市场里面找不到盈利模式。现在备案成了一种跑马圈地的方法，‘圈地’以后也不真正做投资，好歹把这块地先占住。”

金九银十的传统旺季，项目推进却变慢了？要知道，去年底、今年初，市场对储能的期待依然挺足。以爆火去年的工商业储能为例，2023年新增装机同比增长超过200%，被多家机构寄予厚望，所以给出了持续高增长的预测。但据专业机构EESA统计，今年上半年装机量同比增长还不到50%（实际约为2.5GWh）。从数字来看，发展脚步的确放缓了。有分析认为，工商业储能全年装机量也就在5.5GWh左右，对比储能龙头阳光电源早前预测全年9GWh的数字，相距甚远。

再看看局地情况。以上述企业人士提到的广东为例，据储能产业网统计，8月该省储能项目备案数量为187个（不包含制造类、生产线和未公示规模的项目），合计规模1473.636MW/2963.545MWh。能联社注意到，这是广东备案项目数量今年首次出现了下降。再如工商业储能发展“明星”浙江省，4-6月备案项目数量分别从大约300个到200多个，再到包含补备案在内100多个，减少趋势明显。

为何放缓了？概括来说，政策变化的影响、消防要求的收紧、市场淘汰的加速等因素皆有之，但说一千道一万根本还是一个“钱”字。没得可赚，谁愿做？

储能项目的盈利问题，可以说“常看常新”。每隔一段时间，或多或少有新情况爆出来，引发业内对储能项目怎么挣钱的反复讨论。

“不能光解决技术上的支撑，一定还得市场化。不是说后面有人指挥，储能就愿意上，毕竟投资这个项目之后，投资回报率就是你的事，会不会亏损也是你自己的事。对于下游用户来说，用能是不是比以前便宜了？有了商业模式，才能真正从本质上大发展，而不是为了完成这任务、那任务，所以说商业模式是最大的事。”有资深专家感慨。

能联社在近日举行的全球能源转型大会上，听到浙能集团白马湖实验室首席科学家马福元说，储能其实很简单，无非就是把能量“放”起来，并且实现能量的时移，好比“一点钟发出来的电用不完，到三点或者五点再用”。但即便在新能源旺盛的西北地区，储能为什么还有很多建而不用的情况？

“因为大储经济模式不明显，没有一个好的盈利模式，经济账算不过来。” 马福元表示，储能是有成本的，而且目前成本比较贵。“你要建多大的风电厂，或者多大的光伏电站，储能是配好的。储能什么时候盈利，一定按照谁受益、谁买单的市场模式，把成本疏导到各方去。目前共享储能在有的地方试点、有的地方不能做，这就是一个典型以自己为本的模式，需要电力体制改革来打破。新能源配上储能，应该是在有经济模式下配的，有盈利模式下配的。”

“一个亏本销售的大产业是不可以持续的。”日前在2024世界动力电池大会期间，亿纬锂能董事长刘金成表达了类似观点。即便在当前不少项目出现亏损的情况下，靠降价来赚钱绝对不是好办法。比如他认为，储能电芯要保持稳定，甚至高一点对整个产业才是健康的。未来储能系统的成本下降，主要不是依靠电芯的成本下降，而应该是系统标准化的降本。

另有企业人士向能联社提出，截至目前，业内还没有针对电源侧储能项目，及其实际需求和应用场景的针对性指导，进而导致企业很难对电源侧储能规划进行有效布局。在电网接入方面，指导主要集中在电化学储能方面，飞轮储能和压缩空气储能的并网接入标准依然非常缺乏。此外，随着主管部门对安全的要求越来越高，对储能电站的验收标准也持续提出新要求，难免影响电站建设和运营成本。然而，现在对于系统级安全防控、消防和应急处理、安全等级方面的标准也很缺乏。换言之，种种标准的缺失，无形中阻碍着储能项目的实际推进，甚至影响到建设者的观望情绪。

“投资成本难以疏导，主要就是因为现在发电侧储能投资分摊比例和分摊方式不明晰，没有操作的细则。主要由投资主体买单，是项目利用程度偏低的重要原因。”该人士称。

能联社认为，眼前的“刹车”也不完全都是坏事，在市场增速与规模放慢的情况下，竞争必然升级，随之对储能玩家们提出更严苛的要求。寻找真正适合自己的商业模式，不能光寄希望于外部。大浪淘沙，怎么活下来毕竟是自己的事。