“儲能產業沒有最卷，只有更卷?！痹?023年上海SENC儲能展會期間，協鑫集團董事長朱共山稱。

究竟有多卷？

國務院印發的《2030年前碳達峰行動方案》提出,到2025年，中國新型儲能裝機容量要達到30GW以上。而中關村儲能產業技術聯盟的數據顯示，截至2023年底，中國新型儲能累計裝機已達34.5GW/74.5GWh。其中，新增投運規模21.5GW/46.6GWh，三倍于2022年新增投運規模。

這背后的邏輯是，在“雙碳”背景下，風電光伏裝機快速增長，而風光發電的不穩定給電網帶來較大挑戰，同時由于風光發電曲線與電力消費曲線的差異，導致調峰的難度越來越大，進而影響新能源的消納。

如果在風電場、光伏電站配套建設儲能電站，可將消納不完的風光發電量及時儲存在這個“大型充電寶”中，等到需要用的時候再發出去，從而提升電力系統的運行效率。

因此，各地“風光配儲”（或稱新能源配儲）政策的出爐，促使儲能需求快速增長。

雖然市場增長前景確定，但儲能產品近幾年產能快速釋放，市場供大于求后，帶來了產品價格下跌。中儲科技公示的2024年度電芯框架招標情況顯示，儲能電芯的報價已低至0.409元/Wh，相比于2023年1月的底價，降幅超50%以上。

種種跡象表明，中國新型儲能行業盡管起步較晚（2020年提出雙碳目標前后開始啟動），但發展迅速，如今更是走向了一條和光伏產業高度類似的發展路徑：產能過剩、產品同質化，價格戰愈演愈烈。

需要指出的是，當前新型儲能行業的卷，主要表現在以鋰電為主的短時儲能（儲能時長一般為2小時以內）上。

隨著光能、風能裝機占比不斷提升，其發電與終端電力需求的匹配性問題愈發嚴重，長時儲能的重要性開始凸顯。長時儲能可憑借長周期、大容量特性，在更長時間維度上調節新能源電力供給。

2021年8月，國家發改委、能源局發布了《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》，其中要求“超過電網企業保障性并網以外的新增可再生能源發電項目，需配建4小時以上的調峰能力”。隨后，內蒙古、新疆、遼寧、河北、上海等地紛紛響應，提出4小時以上儲能時長的要求。全球咨詢機構麥肯錫預計，長時儲能的潛在市場空間將從2025年開始大規模增長，

全球累計裝機量將達到30-40GW，累計投資額約500億美元。

在九鼎投資看來，相比短時儲能，長時儲能作為近年新興的儲能細分市場，企業的參與門檻更高，競爭環境更好。

01政策扶上馬，商業化難題有解

根據需求場景的不同，儲能可分為：大儲、工商業儲能、家庭儲能。其中，大儲服務于電源側（發電站）和電網側（電網公司）。長時儲能一般為大儲。

目前，新型儲能行業主要由政策驅動。

據中關村儲能產業技術聯盟統計，2021年至2023年，國家及地方出臺儲能直接相關政策近1200項。尤其新能源配儲的政策風向，中央政府是“鼓勵”，但在各省區市政府執行過程中，逐漸演變為“強制”。

因此，新型儲能行業，尤其是以鋰電儲能為主的短時儲能，在缺乏市場價值的情況下，大量面臨配而不儲、甚至“劣幣驅逐良幣”的問題。

以電源側配儲為例，由于受到配儲容量與時長限制，其對電源側企業本身的電力消納作用較為有限，企業配建儲能只是為了滿足新能源項目建設的審批要求，而較少考慮后續儲能的實際運行，因此建設過程中會傾向選擇更低成本的解決方案，如在部分時段棄電等。

另一方面，根據中國電力網，一座光伏電站配建裝機量20%、時長2小時的儲能項目，其初始投資將增加8-10%；而風電場配建同樣容量的儲能項目，其初始投資成本將增加15%-20%。

由于配建儲能會導致項目初始投資成本明顯增加，新能源企業更傾向于選擇初始成本較低的儲能產品。儲能企業競標時，一度出現“低價者得”的現象。

至于投資收益，大儲的主要盈利方式有：

?在電源側，參與電力現貨市場交易，充電時以市場價充電，放電時作為發電機組向市場賣電，利用峰谷電價差套利。

?在電網側，為電力系統提供調峰、調頻等輔助服務。例如調頻，頻率的變化會對發電及用電設備的安全高效運行及壽命產生影響，儲能（特別是電化學儲能）調頻速度快，可靈活地在充放電狀態之間轉換。

?獲得政府補貼。比如，電網側獨立儲能電站實行容量電價機制，由政府或特定機構根據公允評估結果，直接制定容量補償價格，據此向相關發電企業提供容量補償費用，補償費用一般由電力用戶分攤。

以某省100MW/200MWh儲能電站為例，經公開數據測算，其全年投資收益可達5100萬元-5600萬元。

1、參與電力現貨市場交易：平均兩小時可獲得的電價差約為0.5元/kWh。以85%的循環效率，全年運行330天，每天一次充放電循環測算，再考慮儲能運營等因素，全年可獲得收益約2000萬元。

2、參與輔助服務：調峰方面，該省2021年示范項目時期，獨立儲能電站調峰補償0.2元/kWh，保證調用時長1000小時/年，全年可獲得補償2000萬元；調頻方面，大型儲能電站如能參與一次調頻（小范圍細調）和二次調頻（大范圍粗調），全年收益可達500萬元-1000萬元。但一個儲能電站未必能兼顧各種輔助服務，具體得看電網需求。

3、獲得政府補貼：按照該省最新政策，100MW/200MWh獨立儲能電站的容量補償可達600萬元/年。

按照當前鋰電儲能的投資標準，2小時配置儲能總造價（EPC總包）約2元/Wh，100MW/200MWh儲能電站投資金額約為4億元左右。從運營經驗來看，為保證項目不虧損，該電站全年需取得的收益水平或為6000萬元以上。顯然，即便是在理想狀態下，儲能電站取得的實際收益和預期收益仍存在差距。

對于光伏、風電企業而言，配上儲能后，意味著投資增加、收益率下降。

《2023中國新型儲能行業發展白皮書》測算顯示：以內蒙古某100MW光伏發電項目、配套20MW/40MWh儲能電站為例，其內部收益率（IRR）在僅光伏發電的情景下，高達7.43%；而配上儲能后，即便獲得

政府補貼同時參與輔助服務，IRR也僅6.41%。

盡管長時儲能行業暫未出現“配而不儲”現象，但初始投資成本比短時儲能更高。

為了解決新能源配儲的商業化難題，近年業內的一種嘗試是“共享儲能”模式：

這種集中式大型獨立儲能電站，除了滿足自身電站需求外，也為其它新能源電站提供服務。對于電源企業來說，降低了新能源配套儲能的建設成本，減少了日常運維成本；對于電網企業來說，多點位集中式的中大型儲能電站將有利于電網的平衡。

在國家發改委、能源局以及各地方政府的鼓勵下，共享儲能電站一般單體規模較大，建設方一般是地方國企，但也有電網企業自建共享儲能電站。

在收費上，各省的收費標準不一。山東、湖南作為共享儲能電站盈利模式較為典型的省份，儲能租賃費用分別約為350元/KW和450-600元/KW。

九鼎投資調研得知，在峰谷電價差較大的江浙等地區，共享儲能電站的內部收益率能達到7%以上。這已達到很多央企、地方國企對于內部投資收益率的基準線。

此外，在九鼎投資看來，光伏、風電等新能源行業的“卷”，也在給儲能產業留出更多成本空間。

以光伏為例，IRENA（國際可再生能源署）的報告顯示，2010-2019年間，全球光伏電站的平均發電成本下降了82%，組件價格降幅超90%。而近幾年，光伏行業的降價趨勢仍在繼續。

這意味著，企業在整體投資額預算不變的情況下，其用光伏發電的成本降低了，就有更多成本可用在配儲上。

02多技術競逐，應用需“因地制宜”

九鼎投資在《下一代電池技術競逐，誰將引領萬億光伏產業？》一文曾提到，光伏行業的新一代電池技術路徑之戰正酣。如今，儲能行業亦是如此。

具體而言，根據儲存介質的不同，儲能技術大致可以分為：電儲能、熱儲能和化學儲能。其中，因電能可轉換為化學能、電磁能、勢能、動能等形態存儲，電儲能技術又為電化學儲能、電磁儲能、機械儲能等。

在更細分的儲能技術中，抽水蓄能和光熱儲能（以熔鹽儲能為主）大規模應用的歷史更久。不過，全球的熔融鹽儲熱項目多集中在西班牙、意大利、美國、南非、摩洛哥、智利等赤道附近的地區，中國的熔融鹽儲熱應用在近幾年才開始火熱起來。

在各類新型儲能中，電化學儲能是發展相對成熟、目前商業應用最多的一類。

目前，中國的電化學儲能大部分為鋰離子電池技術。因在新型儲能市場發展之前，鋰離子電池技術已有消費電池、動力電池等市場支撐，全產業鏈技術持續快速進步。表現之一是，鋰離子電池的成本在過去近30年里下降97%。

鋰離子電池因為其高能量密度而受熱捧，但自身也有不可回避的缺點：安全性不足、儲能時長不夠。

從中國的儲能政策目標來看，高安全、低成本、長壽命、大規模、高效率、可持續發展是儲能技術未來的產業發展方向。尤其安全性，是儲能路線選擇中首要考慮的問題。

據不完全統計，近5年，全球范圍內共發生41起社會面影響較大的儲能電站起火爆炸事故，其中美國6起、中國6起、韓國31起，比利時和澳大利亞各1起。

2022年，國家能源局曾發函明確，中大型電化學儲能電站不得選用三元鋰電池、鈉硫電池。

就鋰離子電池而言，其電解液為易燃的有機溶劑，一旦電池處于內外短路、過充過放、過熱擠壓等條件下，就有可能引發電池熱失控。在儲能系統中，鋰離子電池密集排布，單個電池熱失控會造成整個系統發生連鎖熱失控反應，最終造成儲能電站的火災甚至爆炸事故。

作為最接近抽水蓄能的電化學儲能產品，液流電池的輸出功率和儲能容量可獨立設計，應用于大規模儲能時成本較低，安全性較高，且儲能時間高達8小時以上，整體使用壽命可達到25年及以上。

且不同于鋰電池中磷酸鐵鋰、三元鋰兩家獨大，液流電池的種類更多，技術路徑上還有多種選擇和可能性。

目前，商業化程度、技術成熟度最高的液流電池，是全釩液流電池。全釩液流儲能電池的充放電循環壽命可達2萬次以上，日歷壽命超過15年（一般可達20年以上），是各類二次電池里壽命最長的。

液流電池誕生近50年，此前很長一段時間沒進入規模化應用的主要掣肘是：能量密度低（只有鋰電池的1/10）、體積過大、限制了適用場景、經濟性不足等。

但近年，液流電池儲能系統的成本在快速下降。

以全釩液流儲能電池為例，據九鼎投資調研，目前，行業內先進企業的交付價格已經降至鋰電池儲能系統的2倍左右。但考慮到使用壽命、電池材料回收等，在4小時以上的長時儲能中，釩液流電池已展現出較鋰電池儲能更好的經濟性。

有意思的是，對于各有優劣的鋰電池和液流電池，業內專家們也結合其優勢，設計出了鋰離子液流電池。

按電解液化學成分的不同，除了全釩液流儲能電池、鋰離子液流電池，液流電池還有鋅/溴、鋅/鐵、鐵/鉻、多硫化鈉/溴等多種技術路線。它們具有不同的能量密度、運行溫度范圍和充放電次數。

在電能儲能技術之外，熱儲能技術中的光熱儲能，化學儲能技術中的氫儲能，也有各自的發展潛力。

例如，在干旱且平坦的戈壁、荒漠，不具備開展抽水蓄能、空氣壓縮儲能等項目的地質條件。而這些大基地的發電量較大且工作環境惡劣，對造價高、壽命短、溫度敏感的電化學儲能也形成嚴峻考驗。

相比之下，通過熔融鹽這一傳熱儲熱介質，光熱儲能既能滿足儲能容量大、儲能時長久的要求，又具備經濟性，并能在嚴酷的自然條件下安全平穩運行25-30年。

整體而言，九鼎投資觀察到，各類新型長時儲能技術大部分尚處在示范階段。結合不同的使用場景，可因地制宜選擇最適合的儲能路線。至于何種技術路線能最終引領儲能行業發展，或需以5-10年以上的長期時間維度來觀察。

03把握細分產業的機會，強者恒強

長時儲能尚處于產業發展的早期，在各類技術路線尚無結論的情況下，如何尋找確定性？

目前，在一些儲能細分技術路線上，國家政策給出了一定指引。

例如2023年《國家能源局綜合司關于推動光熱發電規模化發展有關事項的通知》提出，力爭“十四五“期間，全國光熱發電每年新增開工規模達到300萬千瓦左右，并提出結合沙漠、戈壁、荒漠地區新能源基地建設，盡快落地一批光熱發電項目。

這意味著，如果企業在這些地區建設光熱發電項目（光熱電站自帶光熱儲能），或將得到更多的資源傾斜。

對那些尚未有明確政策支持的細分技術路線，則需要深入產業鏈，尋找各個產業鏈細分環節的機會。

以釩液流電池為例，整個釩電池儲能系統主要由電堆、電解液、逆變器、智能控制、儲罐、集裝箱、管泵閥傳感器幾部分構成。

就釩電池的核心部件——電堆而言，九鼎投資認為，電堆材料中的電極材料存在更高性能的材料替代機會，而膜材料、雙極板（包括陽極端板和陰極端板）存在成本下降的空間。

電極材料主要是碳氈。目前，國際上性能較好的碳氈生產廠家主要在日本，國內能做液流電池的碳氈廠家合計5家左右。行業內在用更高性能的碳布替代，但因為產線改動很大且技術門檻高，還沒有完全產業化。

在離子交換膜方面，目前全球釩電池主要使用美國杜邦公司的Nafion全氟磺酸樹脂交換膜。作為全釩氧化還原液流電池的標準隔膜，其在電解液中的穩定性較高。目前，國內外多家企業在自主創新開發更低成本的膜。隨著國產離子交換膜的逐步推廣，預計該產品在三年內有30%以上的降價空間。

比起電極材料和膜材料，雙極板的技術門檻稍低。在中國市場，中國企業的市占率已達到90%左右，其余份額為德國企業。但該行業的成本預計還可下降30-50%。

再以光熱儲能為例，其建設產業鏈較長，主要由聚光、吸熱、儲換熱、發電四大板塊組成。

在九鼎投資看來，光熱電站的儲換熱板塊，涉及熔鹽、熔鹽儲罐、熔鹽泵、熔鹽閥、化鹽設備、加熱器、換熱器、保溫材料等材料和設備，存在較多細分產業的機會。

其中，在熔鹽產業上，由于當前中國的光熱發電產業處于起步階段，國際熔鹽廠商依托其集團優勢，開始進軍國內光熱發電市場。中國熔鹽供應企業隨著國內光熱項目的建設提速，也開始展現本地化優勢。

光熱電站中使用的熔鹽，通常是硝酸鹽混合物（如硝酸鈉和硝酸鉀），其具有熔點低、熱容量大、熱穩定性高、腐蝕性低等優點。

九鼎投資調研得知，熔鹽產業仍存在通過技術創新提高產品性能的機會，如降低硝酸鹽產品中的氯化物（有一定腐蝕性）含量，進一步提升儲能系統金屬設備的耐腐蝕性、延長設備的壽命。

包括液流電池儲能和光熱儲能在內，長時儲能行業也不乏電池系統集成商。

事實上，據九鼎投資觀察，長時儲能并非重資產制造行業，更多是一種輕資產的集成模式。但集成的門檻并不低：電池系統涉及的材料和設備眾多，如何提升它們的適配性，有很高的設計門檻。

而且，中國儲能行業的的業主大部分是電力央企，能進入其供應商名錄的，通常是龍頭企業。而他們的客戶訂單越多，工程經驗越多，成本降得越快，規模越大。

因此，長時儲能行業未來的競爭局面是：參與的企業不會太多，強者恒強。