爆火究竟是一種怎樣的狀態?如果上述市場的數據變動不夠生動，那么剛剛結束的第十一屆儲能國際峰會暨展覽會現場攢動的人流應該是更有力的證明。
本次峰會選在首鋼會展中心，即便從市中心乘坐地鐵過去也要花費近一個半小時，但在展會首日，入場觀眾已經達到了史無前例的6萬人次，展館內一度重現北京地鐵早高峰時的人流盛況。
有人的地方就是江湖。在儲能的江湖，觀眾可能在看熱鬧，而身處其中的企業已經真真切切地感受到火熱背后的行業壓力以及競爭的升級。
某細分領域零部件廠商在與「能見」交流時坦言：“我從業十多年，遇到的同領域友商數量加起來都沒有近兩年多。我最近時常困惑，這些我從業以來從未聽聞過的企業究竟是從哪里涌出來的?關鍵是我要如何沖出層層低價產品‘重圍’，讓市場關注到我們產品的專業性?”
細分領域尚且如此，儲能“兵家必爭之地”——系統集成領域的競爭之激烈已無須贅言，所有參與者都明白，未來一場行業大洗牌在所難免，但如今，所有人都鉚足了勁，只為了見證一件事：儲能的未來究竟是誰的未來?
興也配儲 困也配儲
2022年是儲能行業高速增長的一年。根據中關村儲能聯盟數據，2022年新型儲能新增投運項目裝機規模達7.3GW/15.9GWh，同比增長200%，甚至超過過去十年累計裝機規模。
實際上，儲能的發展歷程并非一路狂飆。4年前，隨著電儲能設施納入輸配電價的愿望落空，曾被寄予厚望的電網側儲能熄火，儲能的未來一度找不到出路。好在，轉折發生在下一年。
2020年，包括湖南、內蒙古、河南、山東等多省份相繼發布相關政策，明確要求儲能項目要與省內風、光項目同步投產，配置比例大多規定為10%—20%。在能源清潔化轉型的大背景下，與風、光綁定的儲能正式打開市場增量空間，產業發展開啟高速模式。
2020年，中國新增投運電化學儲能項目首次突破GW大關，達到1.56GW，同比增長91.2%。其中，電源側儲能裝機規模最大，超過580MW。2021年，新型儲能新增規模繼續擴大，突破2GW，而從接入位置來看，用以支持可再生能源并網的電源側項目仍是市場主導。
在這樣的背景下，“儲能的未來在于新能源”的認知幾乎成為行業共識。然而，遠景集團高級副總裁田慶軍卻提醒，新能源強配儲能，短期之內是利好，但從長期來看，強配儲能容易給行業埋下粗放發展的隱患。
新能源配儲的作用之所以產生南轅北轍的轉變，根源在于商業模式之困。中關村儲能產業技術聯盟常務副理事長俞振華表示，相對水電、燃氣輪機等傳統機組，儲能在高頻短時調頻服務、提升傳統電力系統靈活性方面的優勢明顯，但其參與電力服務、降低系統成本的價值尚未完全得到市場認可。
盈利渠道不明確，儲能啟用的成本卻實實在在擺在眼前，這就使得目前裝機最多的電源側儲能反而成為利用率最低的項目。中電聯發布的《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僅為6.1%，遠低于火電廠配儲能的15.3%，電網儲能的14.8%以及用戶儲能的28.3%。
這就意味著，對于新能源開發企業而言，難以產生收益的電源側儲能幾乎屬于沉沒成本，再加上電網缺乏對于并網儲能的配置標準，開發企業更傾向于將儲能作為可再生能源優先并網的工具，從而選擇性能較差、初始成本較低的儲能產品。
在市場價格為王的導向下，2023年3月，4小時儲能系統的最低投標價格已經下探至1.07元/Wh。
“現在，原本應該拼研發、拼技術、拼行業認知的市場競爭幾乎成了只拼價格的‘肉搏戰’，在低報價面前，研發投入越多越難捱，只能咬咬牙硬抗。”某頭部儲能集成廠商工作人員無奈地向「能見」表示。
新能源配儲的邏輯
盡管新能源與儲能的強行捆綁成為儲能行業低價競爭的重要誘因，但實際上，對于未來要構建的以新能源為主體的新型電力系統而言，儲能是必不可少的“壓艙石”。
根據國家能源局數據，截至2022年底，中國可再生能源裝機已達到12.13億千瓦，占全國發電總裝機的47.3%;2022年，風電、光伏發電量達到1.19萬億千瓦時，占全社會用電量的13.8%。國家能源局最新發布的《2023年能源工作指導意見》提出，2023年風電、光伏發電量占全社會用電量的比重將進一步提高至15.3%。
然而，隨著新能源高比例大規模接入電網，其間歇性、隨機性、波動性特點使得電力平衡保障矛盾愈發突出。為保障新能源的順利并網及電網的平穩運行，電網迫切需要提升系統的調節能力。
值得注意的是，在所有可提升電力系統可靠性和調節能力的選項中，儲能是必選項和最優解。因為目前，電網本身的系統彈性及傳統煤電機組靈活調節能力已經接近接極限。
一方面，國網能源研究院原院長張運洲曾表示，當新能源電量的滲透率超過15%，即會引發電源、電網系統成本的大幅上升;另一方面，因頻繁被調用參與啟停調峰，傳統煤電機組的經濟性及安全性也已經“如履薄冰”。
據某省披露的機組狀態數據，僅2023年第一季度，市場化煤電機組的啟動次數就多達550次，其中包括約130次的機組日內啟停。事實上，一般情況下，國內大部分燃煤機組自服役以來，每年的平均啟停次數大概在3-5次，超過10次已屬于極偶然事件。然而，隨著新能源滲透率進一步提升，煤機每年十余次的啟停已成為可預期的常態。
基于種種現實的考量，新能源與儲能的綁定順理成章，而按照“誰的收益誰分享，誰的成本誰承擔”的原則，由新能源開發商承擔儲能成本也無可厚非。目前看來，新能源+儲能模式最主要的癥結在于，通過行政手段強行將二者捆綁的方式已不合時宜。
上述集成廠商工作人員告訴「能見」，“一些廠商不顧產品性能，敢于報低價的原因在于，他們很清楚因為政策的強制性和并網的迫切性，低質低價的產品一定不愁銷路。”
田慶軍則向「能見」表示，“目前來看，政策對于儲能的促進作用還是相當明顯。但在新能源配儲方面，我們希望政策的導向是取消強制配額，給儲能一個清晰的定位并把主動權交給市場，讓市場來配置資源。”
未來是誰的未來?
令人欣喜的是，“讓儲能產生價值，盡可能使行業從政策驅動演變為市場驅動”已經成為儲能政策的方向。
2022年6月，國家發改委和國家能源局聯合發布《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》，明確新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場，并提出要建立完善相關市場機制、價格機制和運行機制，提升儲能總體利用水平，保障儲能合理收益。同時，有消息透露，2023年或將出臺新型儲能容量電價指導政策，進一步擴寬儲能盈利渠道。
在田慶軍看來，擺脫商業模式之困后，儲能行業的競爭才算真正開始。
田慶軍強調，儲能的本質是交易，只有在交易中才能體現價值，也只有通過交易才能創造價值。“當下因為價格戰，大家普遍感到壓力，認為行業實在內卷。但在我看來，這時候的‘卷’是假‘卷’，在儲能沒有價值體現的階段，市場格局瞬息萬變，只有在儲能真正開始交易后，在產品性能、安全性、可靠性以及成本控制方面的市場較量才是真較量。”
田慶軍將儲能的發展歷程與風電的發展歷程進行了類比。他認為，風電已經進入了3.0階段，行業龍頭比拼的是全棧技術能力，是對全流程的設計、技術、部件耦合、效率提升等全面掌控。與1.0系統集成階段和2.0關鍵部件自研狀態階段完全不同。
有趣的是，相比風電時間階段的劃分方式，短時間爆火的儲能因為涌入了“成分各異”的企業，使得上述劃分方式應用在儲能領域，更像是對市場參與者的分類：有的廠商還停留集成組裝階段，有的已經先一步開始進行核心部件的自研，更有的是廠商意識到，只有掌握全棧技術能力才有機會贏得未來。
遠景能源儲能事業部總經理鄭漢波告訴「能見」，“事實上，遠景從一開始就秉承一個理念：儲能電池必須要與系統高度耦合，電子電力、電氣、電化學等互相協同才能形成一個安全、長期有效電力基礎設施，因此，全棧能力一直都是遠景儲能最核心的競爭力。”
據了解，目前，遠景儲能已經掌握從電芯、BMS、PCS、EMS&SCADA等關鍵技術的研發制造以及儲能系統集成技術，擁有儲能全棧解決方案。同時，在今年儲能展會上，遠景動力實現了電芯的升級，推出更大容量的315Ah儲能電芯產品。
除此之外，鄭漢波還補充道，“我們都知道儲能是除風、光外，第三類新能源資產，這意味著，儲能并不只是僅僅充放電這么簡單，它同時應該懂新能源，懂電網，懂交易，懂電力市場。在儲能領域，電網和交易是真正的照妖鏡，接入系統之后，一切都會顯形。”
業內人士告訴「能見」，2022年，在短短10個月間，儲能行業涌現出的新企業已經近8000家，未來的一段時間，儲能行業還將繼續上演激烈的角逐和較量。不過，無論是光伏，還是風電的發展歷程均預示著，淘汰賽雖艱苦，但“千淘萬漉雖辛苦，吹盡狂沙始到金”。
