“双碳”背景下，储能产业似乎正在悄然崛起。
日前，特斯拉公布了2023年第一季度报。相较于汽车业务下行，特斯拉的能源收入却在急速飙升：第一季度，公司储能电池安装量同比飙升了360%。
而不久前，特斯拉刚刚宣布在上海新建储能超级工厂，计划用于生产特斯拉超大型商用储能电池(Megapack)。
其实，今年以来，新型储能产业链上下游近20家企业宣布最新储能项目建设规划，上海、深圳、长沙、佛山、东莞、合肥等多地也迎来了储能利好政策。
从行业赛道和发展阶段来看，目前储能产业仍处于初级阶段，业内预测2030年市场规模将达到10万亿元。
新型储能成焦点
所谓储能，通俗来说就是“把能量储存起来，等要用时再释放出来”，技术上主要分为电、热和氢储能等。
不同储能技术由于功率、放电时间等参数不同，需要根据实际应用场景选择最优技术路线。
目前市场上主流的技术路线是抽水蓄能和锂离子电池技术，抽水蓄能由于其具备技术成熟、容量大等优势，是目前装机容量最大的储能技术，但由于其建设周期长、不利于生态环境、地理资源有限等因素，不能满足未来日益增长的储能需求，需要发展新型储能技术。
根据EESA统计数据显示，截至2022年，全球电力储能(新型)累计装机规模达到48.8GW/101.0GWh，在新型储能技术中，锂离子电池储能约占91.2%的装机量，发展势头最为迅猛。
可再生能源装机占比持续扩大，未来储能技术路线的选择成为市场关注的焦点。业内人士表示，长时储能技术是储能发展的重要方向，需求也愈加迫切。长时储能是指持续放电时间不低于4小时的储能技术，当下长时储能技术百花齐放，行业入局企业显著增加，市场发展空间巨大，建议关注液流储能技术，有望成为投融资的另一热点领域。
从技术演进的维度来看，未来钠电可成为锂电的重要补充。据USGS(美国地质调查局)数据显示，锂资源虽然产量大，但分布不均，主要集中于南美锂三角国家。与锂资源相比，钠资源储量大且分布广泛，同时拥有成本优势。尽管当前锂电下跌会对钠电产业化进程产生一定的影响，从长远来看，钠电在某些成本敏感但循环次数不太敏感的领域，应用潜力更大，预计钠电产业在2025年实现放量。
根据市场研究机构Bloomberg NEF发布的最新报告显示，到2030年，全球储能市场规模有望达到6200亿美元。其中，锂离子电池和聚合物流体电池是两个主导的技术领域，占到了全球储能市场的70%以上。此外，由于可再生能源的快速发展，绿色储能市场将成为未来的主要增长点。
跨界选手纷沓而至
有风口则意味着有资本，资本引来众多参与者。参与者良莠不齐，赛道只见喧嚣，不见方向。这正是当前储能市场的现状。
据不完全统计，2021年，国内储能赛道共完成31起融资，2022年为65起，2023年一季度已经完成了14起，融资数量增速迅猛。
除了本身在储能领域布局已久的新能源企业，不少行业都希望来分一杯羹。毕竟，面对这样一个无主的万亿市场，谁都希望做第一个吃螃蟹的人。
在不久前，特斯拉就宣布在上海新建储能超级工厂，计划用于生产特斯拉超大型商用储能电池(Megapack)。该工厂计划于2023年第三季度开工，2024年第二季度投产。初期规划年产商用储能电池可达1万台，储能规模近40GWh，未来将面向全球市场供货。
有业内人士分析认为，特斯拉Megapack工厂落地上海，对于中国储能行业而言利大于弊。
一方面，与诸多To B的国内储能厂商不同，特斯拉是一个消费品牌，有助于进一步提升国内普通消费者对储能行业的认知，有利于储能概念在舆论场上的进一步升温，从而带动资本市场关注度的提升。
另一方面，以特斯拉的实力，一定会倒逼中国企业向其看齐，注定存在鲶鱼效应。尽管短期来看可能对中国企业构成压力，但外资进入一定会加速中国储能市场的成熟。
2022年以来，已有近30多家企业跨界，跨界选手涵盖教育、纺织、互联网、游戏、珠宝、家电、食品等行业。前有华为大手笔加入，一口气签订土耳其2000MWh储能系统;后有家电领域美的集团步步紧逼，高调推出多款储能热管理产品。更有一点关系都没有的企业，比如黑芝麻、盛虹集团……
对此，有业内人士认为，资本市场的热情，一方面源于对新能源、储能赛道的看好;另一方面，部分传统业务增长遭遇瓶颈，被迫换道超车。
乐观的看待，尽管某些细分赛道已跑出头部企业，但储能市场格局尚未定型，新入局者仍有机会。
商业模式有待成熟
随着全球储能市场的不断扩大和储能技术的不断发展，未来储能技术的前景非常广阔。预计到2035年，全球储能市场将达到1万亿美元以上，成为全球经济增长的新动力。
不过，面对产业投资的火热，二级市场却表现不佳。从2023年初起，A股储能板块持续下跌，引发投资者担心的除了项目密集上马可能带来的产能过剩，更多是储能行业在国内仍缺乏清晰成熟的商业模式和市场机制，产业可持续发展存在一定风险。
与欧美国家更多依靠市场驱动不同，我国储能行业的高景气度主要靠政策带动。为鼓励可再生能源发电企业市场化参与调峰资源建设，国家能源局2021年8月发文提出，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。地方政策一般按照装机规模的5%至20%比例，要求新能源项目强制配储。在政策刺激下，储能市场实现爆发性增长。
但如果不是政策要求强制配储，目前阶段很少有发电企业愿意主动配置储能，核心原因是配置储能增加的成本较高。
由于储能产业处于发展初期，产业链成熟度低，厂商之间各自为政，尚未产生协同效应，储能系统价格仍然偏高。同时，我国电力市场建设处于起步阶段，市场机制难以准确反映新型储能的多重价值，新型储能参与市场收益的方式单一，尚未形成可持续的商业模式。尽管储能制造厂商主要盈利模式比较清晰，但储能电站投资建设获利之路还没走通。
因此，有业内人士分析认为，降成本是开启新型储能产业宝藏的关键钥匙，而实现这一目标还需要依靠体制机制改革和商业模式创新。当前储能项目的商业模式尚不明确，多元应用尚不成熟，处于“看上去很美”的阶段。要加快推进电力市场体系建设，明确新型储能独立经营主体地位，加强新型储能价格机制研究，营造良好市场环境。支持企业在规模化制造能力的基础上，继续将触角延伸到下游应用环节，深度参与多元化应用场景拓展和商业模式创新，全方位寻求产业破局。
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