“天天加班，現(xiàn)在被PUA嚴重。”7月27日，潘瑋在電話中向記者抱怨說。
他是華南一家儲能集成廠商的銷售經理，今年開始他發(fā)現(xiàn)自己的工作強度陡然增加，僅在剛過去的6月份，他就先后前往云南臨滄、廣東廣州、福建廈門、北京、湖北武漢等五個省市出差談項目。
潘瑋這樣連軸轉的工作狀態(tài)已經從年初持續(xù)至今，這也是當下整個儲能行業(yè)火熱現(xiàn)狀的縮影。
資本狂潮
根據(jù)經濟觀察報記者不完全統(tǒng)計，僅今年上半年，已有11家主營業(yè)務定位于儲能產業(yè)鏈內的公司遞交了IPO招股書或更新上市進展，其中除古瑞瓦特、瑞浦蘭鈞兩家企業(yè)擬登陸港股外，包括雙登集團、海博思創(chuàng)、蜂巢能源在內的其余9家企業(yè)均分別擬向創(chuàng)業(yè)板、科創(chuàng)板發(fā)起沖刺。
而除了上述已走向資本閉環(huán)最后一步的“哥哥”們外，瞅準儲能市場歷史性機遇的初創(chuàng)企業(yè)，也在今年上半年獲得了資本的大力扶持。
根據(jù)尋熵研究院儲能與電力市場的統(tǒng)計，2023上半年國內儲能產業(yè)鏈共有97家初創(chuàng)企業(yè)完成了融資，總金額近200億元，被融資企業(yè)廣泛覆蓋了儲能系統(tǒng)集成、PCS，鋰電池和鈉電池電芯及關鍵原材料、電池回收等儲能產業(yè)鏈的各個主要環(huán)節(jié)。
“從融資輪次來看，超六成的項目處在天使/種子輪、Pre-A輪和A輪。在儲能商業(yè)化浪潮風起云涌的今天，資本正在努力尋找并助推先進技術企業(yè)的快速成長和產能擴張。“投早投小”的投資策略在儲能領域已愈發(fā)明顯。另一方面，儲能下游細分應用場景和產品路線多、上游產業(yè)鏈環(huán)節(jié)多、行業(yè)格局尚未固化等因素也為初創(chuàng)企業(yè)在細分領域快速切入并占領市場創(chuàng)造了條件。”尋熵研究院在上半年儲能市場分析報告中表示。
資本狂飆的背后，是暴增的市場需求給行業(yè)帶來的歷史性機遇。
7月25日晚間，鋰電池巨頭寧德時代(300750.SZ)發(fā)布2023年半年度報告，實現(xiàn)營業(yè)總收入達1892.46億元，同比增長67.52%，實現(xiàn)歸屬于上市公司股東的凈利潤207.17億元，同比增長153.64%。
具體到各個業(yè)務板塊來看，在日賺超1億元的“寧王”版圖中，儲能系統(tǒng)已然成為第二大主營業(yè)務，其今年上半年實現(xiàn)營收279.85億元，實現(xiàn)營業(yè)利潤59.67億元，毛利率達21.32%，而回溯“寧王”的2020年年報，彼時剛登場沒多久的儲能業(yè)務當年僅實現(xiàn)營收19.43億元，換言之，寧德時代的儲能業(yè)務在三年多的時間內，便暴增了14倍有余，而今年該業(yè)務也有望成為寧王四大主營業(yè)務中增速最快的板塊。
值得注意的是，在這輪儲能產業(yè)時速競賽中，不僅僅是已經上市的“一哥”實現(xiàn)了業(yè)務的跨越式發(fā)展，7月5日，儲能賽道新銳廈門海辰儲能科技股份有限公司(以下簡稱“海辰儲能”)在自家公眾號官宣完成C輪融資，融資總額超45億元。據(jù)了解，此次融資由國壽股權和金融街資本共同領投，中銀資產、金石投資、國投招商、國風投基金、中金資本、鼎暉百孚、中 美綠色基金聯(lián)合領投。
從2021年落戶廈門，以10天一層樓的速度完成基地建設，到2022年累計交付項目超40個，電池出貨量達5GWh，海辰儲能的成長速度總給人一種“市場瞬息萬變、戰(zhàn)機稍縱即逝”的感覺，而根據(jù)海辰儲能公開披露信息，該公司規(guī)劃是到2025年達成135GWh的年產能目標。
在官宣完成C輪融資的同時，海辰儲能也已遞交上市輔導備案，于7月3日獲證監(jiān)會受理，成為A股門外排隊IPO的一份子。
6月20日，同為“專精特新”小巨人的儲能企業(yè)北京海博思創(chuàng)科技股份有限公司(以下簡稱：“海博思創(chuàng)”)遞交首次公開發(fā)行股票并在科創(chuàng)板上市招股說明書，2020年至2022年期間，海博思創(chuàng)的儲能系統(tǒng)收入分別約為2.41億元、6.53億元和24.56億元，其業(yè)務2020年—2022年的年均復合增長率也達到了驚人的219.27%。
6月28日，主營業(yè)務為儲能電池產品的研發(fā)、生產與銷售江蘇雙登集團股份有限公司(以下簡稱：雙登集團)，遞交首次公開發(fā)行股票并在創(chuàng)業(yè)板上市招股說明書(申報稿)，根據(jù)招股書披露，2020年至2022年，該公司實現(xiàn)營業(yè)收入分別約為27.69億元、25.22億元、41.95億元，同期實現(xiàn)歸屬于母公司所有者的凈利潤分別約為1.12億元、-4965.26萬元、2.85億元。
“有時候感覺自己像歷史的見證者，看著這個行業(yè)短短幾年時間就發(fā)展現(xiàn)在的樣子，以前看到10MWh、20MWh的儲能項目就覺得很可以了，現(xiàn)在看著這一個百兆瓦時項目并網(wǎng)，那一個百兆瓦時招標，對數(shù)字都有些麻木了。”7月25日，東莞一家儲能電池廠商的高管范伯豪在電話中向記者感慨。
風從何起
若將時間拉回到2019年，很難想象當下風風火火的儲能企業(yè)在那一年卻遭遇了“倒春寒”，記者在走訪儲能行業(yè)內人士的過程中了解到，
華南一家上市儲能廠商的區(qū)域經理劉勝告訴記者，2019年初，電網(wǎng)側開始發(fā)布推廣儲能應用的相關文件，彼時行業(yè)內普遍看好電網(wǎng)側儲能在當年出現(xiàn)高增，華南、華東各省的電網(wǎng)公司也陸續(xù)啟動百兆瓦級別的儲能項目招標。
但隨著發(fā)改委當年發(fā)布文件明確抽水蓄能電站、電儲能設施、電網(wǎng)所屬且已單獨核定上網(wǎng)電價的電廠的成本費用不得計入輸配電定價成本后，電網(wǎng)側儲能的商業(yè)模式又開始變得復雜起來。
記者了解到，所謂發(fā)電側儲能和電網(wǎng)側儲能是指儲能系統(tǒng)在電力系統(tǒng)中的不同應用位置，其中，發(fā)電側儲能是指直接配置在發(fā)電設備或電站的儲能系統(tǒng)，主要用途是平滑發(fā)電設備的輸出，如太陽能和風能等可再生能源的輸出會受到天氣和季節(jié)變化的影響，發(fā)電側儲能可以在發(fā)電量大于負荷時儲存多余的電能，在發(fā)電量小于負荷時釋放儲存的電能，從而保證電站的電力輸出穩(wěn)定。
而電網(wǎng)側儲能是指配置在輸電和配電網(wǎng)或負荷側的儲能系統(tǒng)，主要用途是調節(jié)電網(wǎng)的電力供需，提高電網(wǎng)的運行效率和穩(wěn)定性，應對電力需求高峰、提供備用能源、進行負荷平衡、降低輸電損失、提供電網(wǎng)緊急備用能源等。在一些電網(wǎng)弱或孤立的地方，電網(wǎng)側儲能能夠提高電網(wǎng)的安全性和可靠性。
對于電網(wǎng)側儲能來說，其收益主要源于銷售電力、參與電網(wǎng)調峰、調頻等輔助服務以及進行峰谷電價套利。
在劉勝看來，儲能不納入輸配電價后，意味著電網(wǎng)側儲能設施的成本不能通過提高電價進行收回，這大大降低了電網(wǎng)側儲能設施的盈利能力，儲能設施的建設和運營可能需要尋找其他的融資和盈利模式。
這無疑為電網(wǎng)側儲能的發(fā)展踩下了一腳剎車，根據(jù)中關村儲能產業(yè)技術聯(lián)盟統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2019年，國內電化學儲能項目的累計裝機規(guī)模為1709.6MW，同比增長59.4%，較2018年175.2%的增長率“腰斬”過半，2019年上半年的裝機規(guī)模更是出現(xiàn)了4.2%的負增長。
彼時，除寧德時代、陽光電源(300274.SZ)等龍頭公司，其余儲能產業(yè)鏈內的上市企業(yè)均在不同程度上出現(xiàn)了業(yè)績下滑的態(tài)勢，如科陸電子(002121.SZ)2019年的儲能業(yè)務營收僅為8728萬元，同比暴跌71.39%。
“東邊不亮，西邊亮”，在摁下了電網(wǎng)側儲能的暫停鍵后，發(fā)電側儲能順利接棒扛起了產業(yè)增長的大旗，而發(fā)電側儲能的高增的起點，則要源于強制配儲的政策驅動。
光伏行業(yè)資深觀察人士張鵬告訴記者，在2017年，青海省發(fā)改委印發(fā)了《2017年度風電開發(fā)建設方案》，其中明確指出在當年青海省內規(guī)劃的330萬千瓦風電項目中，各項目都須按照建設規(guī)模的10%配套建設儲能設施，此舉一出，便于彼時引起業(yè)內嘩然，如今也被視為新能源強制配儲政策的開端。
自2017年后，便有其他省市效仿青海陸續(xù)推出類似政策，但這些都尚屬國內各省市因地制宜所頒布的指導性文件，并未形成潮流。
直到2021年2月25日，國家發(fā)改委、能源局兩部門聯(lián)合出臺了《關于推進電力源網(wǎng)荷儲一體化和多能互補發(fā)展的指導意見》，其中正式明確：“對于存量新能源項目，結合新能源特性、受端系統(tǒng)消納空間，研究論證增加儲能設施的必要性和可行性。對于增量風光儲一體化，優(yōu)化配套儲能規(guī)模，充分發(fā)揮配套儲能調峰、調頻作用，最小化風光儲綜合發(fā)電成本，提升綜合競爭力。”
2021年5月11日，國家能源局在《關于2021年風電、光伏發(fā)電開發(fā)建設有關事項的通知》亦指出，對于保障性并網(wǎng)范圍以外仍有意愿并網(wǎng)的項目，可通過自建、合建共享或購買服務等市場化方式落實并網(wǎng)條件后，由電網(wǎng)企業(yè)予以并網(wǎng)。
此外，國家能源局還在這份文件中指出，鼓勵有條件的戶用光伏項目配備儲能。
在中央政策的指導下，強制配儲的政策開始加速。
據(jù)經濟觀察報記者的不完全統(tǒng)計，自2021年以來，全國累計共有25個省份在有關風光電開發(fā)的文件中，對新建風光項目的配儲比例及時長做出了相關規(guī)定，而電網(wǎng)企業(yè)、地方能源公司也開始圍繞存量或增量大型風光項目，開展儲能設施的招標。
例如，2021年3月19日，江西發(fā)布《關于做好2021 年新增光伏發(fā)電項目競爭優(yōu)選有關工作的通知》，其中指出：“全省2021年新增光伏發(fā)電競爭優(yōu)選的項目，可自愿選擇光儲一體化的建設模式，配置儲能標準不低于光伏電站裝機規(guī)模的10%容量/1小時，儲能電站原則上不晚于光伏電站同步建成。”
又例如，2021年7月14日，風光大省寧夏發(fā)布《關于加快促進儲能健康有序發(fā)展的通知》，通知中也明確指出，新能源項目儲能配置比例不低于10%、連續(xù)儲能時長(連續(xù)充/放電時間)2小時以上。從2021年起，原則上新核準/備案項目儲能設施與新能源項目同步投運，存量項目在2022年12月底前完成儲能設施投運。
2022年5月1日，江蘇蘇州發(fā)布《關于加快推進全市光伏發(fā)電開發(fā)利用的工作意見(試行)》，《意見》指出：鼓勵裝機容量2兆瓦以上的光伏項目，按照不低于裝機容量8%的比例配建儲能系統(tǒng)。
2022年7月8日，廣東肇慶市發(fā)布《肇慶市促進光伏項目發(fā)展若干措施(征求意見稿)》，文件中提出鼓勵各縣(市、區(qū))、功能區(qū)結合實際出臺光伏項目及配套儲能的補貼扶持政策;鼓勵各地引導光伏企業(yè)按照不少于裝機容量10%的能力配備儲能裝置。
記者注意到，自2021年以來各地頒布的文件中，對于風光電站配儲的比例要求大多在10%左右，連續(xù)儲能時長為2小時，且要求配儲的多為大型集中式電站，而對于工商業(yè)分布式項目配儲則基本以自愿、鼓勵為主。
受益于政策驅動，儲能產業(yè)開始迎來爆發(fā)式發(fā)展。
背后隱憂
張鵬認為，強制配儲的背后，本質上是電網(wǎng)側將責任和成本轉移至發(fā)電側，因為新能源配儲聽起來好處多多，但對于新能源項目來說，模糊的商業(yè)模式可能意味著配儲只是在徒增成本。
中國光伏行業(yè)協(xié)會名譽理事長王勃華就在今年2月16日舉辦的光伏行業(yè)2023年形勢展望研討會中指出，近年來，光伏電站按容量以某一比例配置儲能作為輔助消納與支撐電網(wǎng)的措施，成為電站開發(fā)建設的前置條件。在儲能商業(yè)模式尚不完善的情況下，強制配儲給投資商帶來了巨大的負擔，且很多省份配儲要求有愈演愈烈的趨勢。
“實際運行中，大部分光伏電站所配置的儲能系統(tǒng)被電網(wǎng)調度情況較少，難以獲得相關收益。據(jù)企業(yè)測算，按照100MW項目配置10%/2h儲能系統(tǒng)的要求，電站端成本將增加不少于0.3元/瓦在此基礎上，每增加10%的儲能比例，電站成本將增加約0.3元/瓦，目前國內風光資源豐富的很多省份要求配儲比例不少于10%/2h，且呈不斷上升的趨勢。”王勃華說。
約0.3元/瓦的成本是什么概念?
對于一座100MW的光伏電站，如果按照10%/2h的儲能系統(tǒng)配置，那么將會增加至少3000萬元人民幣的成本。
“儲能壽命只有10年，光伏建站壽命最少25年，等于在一個光伏電站的全生命周期內，還要最少更換一次儲能設施，這直接影響了光伏電站的回本周期。”張鵬表示。
而在實際運行當中，“一刀切”的強制配儲對于電網(wǎng)側實際上也意義不大，記者曾在今年6月21日前往珠海高欄島風電場實探，這座2011年建成并網(wǎng)的風電場，由于建設時間較早，因此并沒有配套儲能設施，但坊間畏之如虎的“棄風限電”現(xiàn)象，在高欄島風電場就從來沒有出現(xiàn)過，“我們都是全額上網(wǎng)，不存在消納難的問題。”高欄風電場場長陳偉強曾告訴記者。
珠海港昇董事會秘書的王煜認為，高欄風電場位處珠三角負荷中心，“電都不夠用，還能消納不了?
不難看出，對于華東、華南等用電高負荷中心來說，新能源發(fā)電當下暫時未對電網(wǎng)穩(wěn)定運行帶來困擾，也不存在風電光伏的消納難題，最后更是可以通過準確的功率預測提升電網(wǎng)調度的準確性。
在此背景下，面向新能源發(fā)電項目的強制配儲，便有了向“畫蛇添足”演變的趨勢。
“地處負荷中心的項目，如果一刀切地按照10%以上的裝機容量去配儲，確實不太必要，不管三七二十一地去配儲，很有可能會造成大量儲能電站閑置，鋰電儲能電站如果長期閑置得不到妥善的運維管理，還有可能成為安全隱患。”劉勝在采訪中向記者坦言。
提防“公交車效應”
儲能市場真就完全是政策驅動的市場需求嗎?
答案也不盡然，自去年以來，脫胎于發(fā)電側儲能的用戶側儲能模式開始興起，不同于電網(wǎng)側、發(fā)電側仍有待探索的盈利模式，用戶側儲能當前已走出一條較為清晰的“賺錢”之路。
經濟觀察報記者曾于今年3月末前往目前國內單體容量*的用戶側磷酸鐵鋰電化學儲能項目——藍思科技(東莞)光儲項目(以下簡稱：“藍思光儲”)實探，據(jù)記者了解，藍思光儲的主要商業(yè)模式便是峰谷電價套利。
科華數(shù)據(jù)(002335.SZ)子公司科華數(shù)能技術中心總經理曾春保曾告訴記者，工商業(yè)用戶側儲能模式的出現(xiàn)，主要源于工商業(yè)目錄電價的取消，目錄電價原為銷售電價，是直接面向用戶，由政府制定標準的“到戶價”，在目錄電價取消后，工商電價開始隨供需關系波動，電價高峰與谷底價差逐漸拉大，加之近來偶發(fā)的“拉閘限電”事件，為降低企業(yè)用電成本，以及保障工廠重要負荷供電，工商業(yè)側儲能市場需求開始增加。
他指出，在實施峰谷電價的電力市場中，通過低電價時給儲能系統(tǒng)充電，高電價時儲能系統(tǒng)放電，實現(xiàn)峰谷電價差套利，降低用電成本。此外，適用兩部制電價(又稱大工業(yè)電價，將電價分為流動、基本兩部分計算)的工業(yè)企業(yè)，可以利用儲能系統(tǒng)在用電低谷時儲能，在高峰負荷時放電，從而降低尖峰功率及申報的*需求量，達到降低容量電費的目的。
張鵬則告訴記者，以峰谷電價價差為1元、一年工作300天、每天充放電兩次計算，一個建站容量為6MWh的項目，每年僅峰谷套利收益就在170萬元至180萬元間，而當前用戶側儲能項目投資成本在1.4元-1.8元/Wh之間，換言之，僅需4年至5年即可收回投資成本，項目經濟性十分可觀。
雖然想象很美好，但現(xiàn)實依舊有些殘酷，工商業(yè)用戶側儲能電站當下也面臨著發(fā)展“桎梏”，其中最核心的問題便是——“找地難”。
記者在探訪藍思光儲項目時，南方電網(wǎng)產業(yè)投資集團技術專家黃邵遠就曾向記者提及了當前大型用戶側工商業(yè)儲能電站建設所面臨的難題：“首先是地難找，你不要覺得藍思好像給塊地沒什么，這塊地他們當初愿意給還是因為這里本來是停車場，我們拿鋼結構支起來，不耽誤他們繼續(xù)當停車場用，但是這種大面積的場地不好找，在廣州或者深圳的市區(qū)，不可能搞一塊地皮建這個;其次，項目方還需要有足夠的耗電量，像藍思這種大工業(yè)用電就比較合適，而小工廠因為用能太少，加上損耗可能建一個電站還虧錢。”
曾春保亦表示，當前針對大容量工商業(yè)儲能電站，主要的難點在于建設場地與并網(wǎng)接入兩個方面：首先，儲能電站需要獨立的建設場地，儲能電站設備間以及與廠區(qū)的建筑之間都要保證足夠的安全與維護距離，很多廠區(qū)建設用地有限，因此在前期設計儲能電站容量的時候，一定要充分考慮儲能電站的位置以及所需要的占地面積;其次，大容量工商業(yè)側儲能電站的接入以10kV為主，因此要計算廠區(qū)內10kV(千伏)變壓器在滿足負載用電的基礎上，是否有足夠的接入容量滿足儲能系統(tǒng)的接入需求，同時還要確認配電房是否具備接入位置，考慮對配電房進行接入改造的費用等問題。
“在華南、華東等經濟發(fā)達地區(qū)，用地基本上決定了工商業(yè)用戶側電化學儲能的上限。”范伯豪說。
總的看來，雖然儲能行業(yè)當下還面臨著各種各樣的挑戰(zhàn)與困境，但這并不妨礙賽道內各玩家展開的狂飆。而狂飆之后，儲能電池當前亦面臨著產能過剩的隱憂。
根據(jù)高工產業(yè)研究院數(shù)據(jù)，其預計到2025年，全球儲能電池出貨量將超500GWh，而僅一個尚未上市的海辰儲能就規(guī)劃要在2025年達成135GWh的年產能目標。
“在儲能市場預期高漲的情況下，大舉擴張產能，和現(xiàn)在光伏行業(yè)的現(xiàn)狀是一樣的，呈現(xiàn)出一種公交車效應，后來的新玩家會不斷地推著前面的老玩家往前走，但儲能當下太依賴政策驅動，如果仍舊保持模糊的商業(yè)模式運行下去的話，未來極容易出現(xiàn)供需失衡，引發(fā)激烈競爭與行業(yè)洗牌的情況。”張鵬向記者表示。
來源：微信公眾號：經濟觀察報 鄭晨燁
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