我国电化学储能处于大爆发前期，不只是巨头的游戏，创业者有三大机会。

在碳中和的风口下，一个万亿级的商业机会来了。

国家发改委近日印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》提出，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上。

截至目前，全国已有超过20个省份明确了配套储能设备的规格要求，并明确规定配储比例与配置时长要求。

在政策扶持和碳中和的背景下，储能领域已经迎来空前的发展机遇，一个万亿市场正在起飞。

光大证券预测，到2025年，我国储能投资市场空间将达到0.45万亿元，2030年增长到1.3万亿元左右。

储能技术按照类型来分主要分为机械储能、化学储能、电磁储能和相变储能等。其中化学储能又包括电化学储能和超级电容器储能。

目前应用较多的是机械储能和电化学储能。抽水蓄能电站、压缩空气储能电站都属于机械储能技术，投资成本相对较高。

在新型储能技术路线中，电化学储能的应用范围最广、商业化成熟度最高。电化学储能电站，是通过化学反应进行电池正负极的充电和放电，实现能量转换。

安信证券分析师邓永康测算，2025年全球电力系统用电化学储能市场规模预计超 5000 亿元，商业前景广阔。

这个巨大的市场机遇也得到了资本市场的极大关注。据睿兽分析不完全统计，近半年来，储能领域的融资多达135笔，累计融资金额超470亿元。红杉资本、高瓴创投、IDG资本、春华资本、源码资本等多家投资机构紧密布局参与其中。

“投资本身应具备前瞻性，储能是一个值得长期关注的领域。”春华资本创始合伙人汪洋表示。

不过，业内人士的看法却相对谨慎。

中关村新型电池技术创新联盟秘书长、电池百人会理事长于清教认为，电化学储能前景可期，但大规模商业化，还有很多根本问题需要解决，“创业者投资需要谨慎。”

 缘何受资本热捧？

当前，全国各地电力辅助服务市场还在发展初期，投资回报存在较大不确定性，电化学储能缘何突然受到资本热捧？  

“主要是政策的力挺、市场刚性需求的驱动、企业投资扩产意愿增强，增强了资本投资的信心。”于清教说。

近一年内，政策层面数次明确储能产业的发展方向及目标。

2021年7月23日，国家发改委、国家能源局正式发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出明确新型储能独立市场主体地位，健全新型储能价格机制等问题。

2021年10月24日，中共中央、国务院正式印发《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，其中指出，要加快推进储能规模化应用。

目前全国超过20个省市发布了新能源配置储能政策，以及相应的储能补贴或鼓励政策。

例如，广东肇庆高新区对区内企业建设储能、冰蓄冷项目，建成使用后给予150元/kW补贴，每个区内企业最高补贴100万元；濮阳提出给予设备投资额度超过3000万元的，给予设备投资额的10%补助，由此推算，补贴资金至少有300万元。

政策力挺下，市场的刚性需求逐渐显现。

2021年，我国可再生能源新增装机1.34亿千瓦，占全国新增发电装机的76.1%。与2018年的26.7%相比，提升近50%。

可再生能源发电存在固有的间歇性和波动性，导致弃风弃光现象，增加供需不匹配程度且影响电网 稳定性，储能技术可平抑电能供需矛盾，提高风光消纳维持电网稳定，是新能源发展的必需环节。

储能的本质是平抑电力供需矛盾。当前储能的应用场景可分为电源侧储能、电网侧储能和用电侧储能三大场景。“碳中和”政策引发储能增量需求。随着储能的刚性需求逐渐显现，多省相继出台新能源储能设施强制配套政策。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强认为，近期电化学储能受到资本市场热捧，主要还是受到电源侧风光强制配储，以及销售侧（用户侧）峰谷电价差拉大驱动。

前者有政府补贴，后者会带来峰谷电价差套利机会。

各省政策均对储能配置的装机规模、储能时长等提出明确要求，并鼓励社会资本投建储能、风光储项目。例如湖北要求风储项目配备的储能容量不得低于风电项目配置容量的10%，且必须与风电项目同时建成投产；山东明确储能配置规模按项目装机规模的20%考虑，储能时间为2小时，与项目本体同步分期建设。

可再生能源装机占比不断提高，加之电动汽车、电采暖、智能化家用电器等新型用电负荷大量涌现，我国电力供应结构和电能消费方式出现较大变化，峰谷电价应运而生。

国家电网、南方电网公司陆续公布28省市区2022年2月电网代理购电价格，江苏、浙江、广西、河南、黑龙江、吉林、内蒙古、宁夏、青海、天津10省市的电价差呈现上涨，有18省市峰谷电价差超过0.7元/度。

政策与市场需求双管齐下，让储能领域的玩家们看到了巨大商机，投资扩产动作不断。

目前，电化学储能领域有三类玩家，以动力电池企业为主，同时包括少数消费电池企业和传统通信企业。

《储能产业研究白皮书2021》显示，2020年中国新增投运的电化学储能项目中，储能技术提供商装机TOP10依次为：宁德时代、力神、海基新能源、亿纬动力、上海电气国轩新能源、南都电源、赣锋电池、比亚迪、中航锂电和国轩高科。

2020年，宁德时代储能业务占营收比重已经提升至3.86%，储能系统增速迅猛，2021年上半年储能销售收入同比增长727.36%至46.93亿元。随着电化学储能市场放量，储能业务有望成为宁德时代第二“增长曲线”。

电化学储能领域有玩家疯狂布局，犹如给投资人注入了一剂强心针。

“为了真正意义上实现‘碳中和’，人类需要利用风电、太阳能等可再生能源来替代传统化石能源。这几类能源都属于典型的间歇性能源，必须依赖储能才能在需要时释放电力。”汪洋认为，储能对于推进“碳中和”目标达成的战略意义非同小可，这样的“要塞”领域也自然会赢得投资机构的关注。

储能产业目前正处于商业化、规模化应用的初期。储能还需要不断打磨产品，技术和金融模式，在确保安全运营这个重中之重的前提下，获得商业上的充分可行才会最终获得规模性的突破。对此，春华资本的汪洋充满信心。

在储能领域，春华资本的投资逻辑是，新能源和碳减排不仅体现在能源的供给端和使用端，还很大程度上体现在处于能源产生和使用中的存储阶段，动力电池、储能电池、新型固态电池都处于这样的储存端。

秉承这样的投资逻辑，春华曾投资了远景电池、辉能科技等企业。

在项目的选择上，“我们看重企业的科技创新，提供生态圈的能力和持续降本能力。例如，远景在风电技术、风电和能源数据计算、动力电池、储能电池领域形成了充分的生态圈解决方案的能力。企业的研发能力和产品能力将成为其强有力的护城河，在成熟市场中逐渐展现出难以被超越的落地能力。”汪洋说。

四大商业模式与五大难题

近年来，国内电化学储能领域经过长时间探索与研究，已形成四大商业模式。

一、参与辅助服务。目前南方电网已经进行辅助服务市场建设的试点。2021年12月广东把储能、抽水蓄能电站和需求侧响应等辅助服务市场的费用，由直接参与市场交易和电网企业代理购电的全体工商业用户共同分摊。

二、电源侧配合消纳风光。对于电网消纳存在压力的地区，通过风光配储，可以减少消纳压力。

三、电网侧延缓扩容升级需求。在输电网中，负荷的增长和电源的接入都需要新增输变电设备、提高电网的输电能力。但输变电设备的投资大、建设周期长，大规模储能系统可以安装在输电网中以提升电网的输送能力，降低对输变电设备的投资。

四、用户侧峰谷电价套利和容量电费管理。所谓峰谷套利，就是利用大工业与一般工商业的峰谷电价差，在电价较低的谷期利用储能装置存储电能，在用电高峰期使用存储好的电能，从降低的用电单价中获得收益。

容量电费管理是指企业根据自身的用电负荷曲线和用电最大负荷需求，本着“充得满，放得完”的经济原则确定储能系统的最大储能容量和最大输出功率，同时通过引入分布式储能系统，在用电低谷时储能，在高峰时释放。

然而，在电化学储能高速发展背后，仍存在五大难题。

在于清教看来，成本高、盈利难、投资回报期长、政策扶持与监管有待加强，是目前电化学储能领域的主要问题。

电化学储能领域拥有两条技术路线，一是光伏、风电+储能电站，二是锂离子电池+钠离子电池储能电站。截至2020年底，锂离子电池是电化学储能的主要技术形态，占比达92%。

尽管锂离子电池的成本呈逐年下降趋势，但对于电化学储能来说仍然过高，目前的机制下无法满足大规模发展的需要。

彭博新能源财经发布的2021年度电池价格报告显示，包括电动汽车、公共汽车和固定存储项目在内的多种电池用途的平均每千瓦时价格降至132美元（约840元人民币），比2020年每千瓦时140美元（约891元人民币）有所下降。

锂离子电池的高成本，也导致企业盈利较为困难。

东吴证券测算，目前储能度电的平准化成本在0.7元/kWh，高于风光的上网电价，要实现盈利较为困难。而新建光伏电站I-III类地区指导电价为0.35、0.4、0.49元/千瓦时，新建风电场Ⅰ-Ⅳ类地区指导电价为0.29、0.34、0.38、0.47元/千瓦时，也就是说，仅仅从减少弃风弃光获取收益无法满足储能成本回收的需要，要耗费大量的财政补贴或公司自己承担亏损。

在成本高，盈利难两大难题之下，电化学储能项目的投资回报周期也变得十分漫长。

以早期集中式光伏电站加装储能为例，若锂电池储能电站装机10兆瓦/20兆瓦时，电池单价1100元/千瓦时，光伏上网电价为0.9元/千瓦时，光伏弃电率为8%，则储能项目动态投资回收期为9年，内部收益率为10%。

目前，我国电化学储能处于大规模爆发前期，监管尚无规范可循，这也给了一些企业投机的机会。

2020年以来，不少锂电企业转战储能领域，一些二、三线电池厂迫于产能压力，用低价、劣质产品杀入储能市场。在储能系统供应商中，不乏一些从电动自行车、通讯基站跨行而来的投机企业，其产品的安全性和稳定性堪忧。

此外，于清教认为，安全问题也是发展电化学储能的拦路虎，频繁发生的储能电站爆炸起火事故需要反思。

2021年4月16日，位于北京丰台区西马场甲14号的北京福威斯油气技术有限公司光储充一体化项目发生火灾爆炸，事故造成1人遇难、2名消防员牺牲、1名消防员受伤，火灾直接财产损失1660.81万元。

事故调查报告认为，事故主要原因为电池间内的磷酸铁锂电池发生内短路故障，引发电池热失控起火，以及电池及电池模组热失控扩散起火。

三大创业机会

电化学储能正处于商业化初期，在未来几年会进入规模化发展时期。

根据2021年10月国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》，到2025年，新型储能装机容量达到3000万千瓦以上。

林伯强指出，目前储能规模主要还只是考虑电源侧配置的需求，如果考虑辅助服务市场和用户侧配置的需求，在未来几年储能将是万亿级别的市场。

在他看来，对于创业者而言，主要的机会在三个方向：一是进入储能运营服务市场，可以与用户电费管理、综合能源服务等相结合。

调研机构Navigant Research公司的一份调查报告表明，增值服务（VAS）在过去十年中对推动储能产业发展起到了重要的作用，可以帮助创新型储能厂商在不断扩大的市场份额中建立领先地位。

二是对于电池、逆变器等生产企业，可以布局向下游延伸，进入储能设备制造领域。

储能变流器是联接电源、电池与电网的核心环节，由于储能变流器与光伏逆变器在技术原理和下游客户具有高度重叠性，所以主流光伏逆变器厂商近年来都开始向储能领域延伸，并推出相应的逆变器产品，并持续推进一体化。

三是对于新增的风光配储，未来可能诞生共享储能等新的业务模式，投资者可以参与。

共享储能是将独立分散的电源侧、电网侧、用户侧储能资源进行整合，交由电网进行统一协调，推动源、网、荷各端储能能力全面释放，提高储能资源利用率。

在业内看来，共享储能拥有三大优势，一是有利于促进新能源电量消纳；二是有利于提高项目收益率，能够缩短投资回收周期；三是有利于促进储能形成独立的辅助服务提供商身份。

简言之，电化学储能不只是巨头的游戏，创业者仍有较大的创业机会。