【强制配储政策】-强制配储-时代结束 - 储能收益重构 厂商期待突围

　　这个春季，张尧的大半时间都在频繁出差的路上。作为国内一家中型规模 储能 厂商的相关业务责任人，参加完上个月在杭州举行的第十五届中国国际 储能 大会后，他又快马加鞭地造访了长三角和 京津冀 的十多家客户。

　　“ 储能 行业的虚火和泡沫正在快速消退，现在大伙都回归到了非常理性的市场逻辑。现在客户买不买，完全决定于 储能 能为他创造多少价值。”张尧表示。

　　近期，国家发改委和国家能源局印发《关于深化 新能源 上网电价市场化改革增进 新能源 高质量发展的公告》（下称“136号文”），明确提出“不得将配置 储能 作为新建 新能源 项目核准、并网、上网等的前置条件”。这被视为国内强制配储政策时代终结的标志。对于张尧和他的同行而言，客户变得越发谨慎和挑剔，意味着一场攸关 储能 厂商生存的竞赛已经打响。

　　在券商的研报中，这项政策的影响被概括为引导行业从“成本优先”到“价值创造”转变，是众多 储能 厂商挣脱亏损的转折点。当然，现实处境更加复杂。尽管在过去的数年间，深陷亏损泥沼的 储能 厂商重复着一个观点“强制配储是低价竞争的病灶”，但不可否认的是，强制配储也是推动国内大储新增装机连年倍增的重要驱动力。

　　虽然部分 储能 厂商还没来得及从市场化改革的眩晕中完全反应过来，但新一轮机遇已经在酝酿。业内人士表示，新政之下， 储能 的持有方逐渐多元起来。同时，更多元的资方进场，更是稳定了一点 储能 厂商扩大生产的信心。

　　新政重构 储能 收益模式

　　在参观近期举行的一场 储能 博览会时，主营 储能 温控的供货商企业的高管雷武感受到了一种明显的落差。“前两年台下座位不够，我不得不挤在后排站着听了两个小时，可是今年会场的座位空了好多，一问同行才理解许多人都没来。有的企业去年派人来学习，今年削减差旅预算不派了。”

　　多位行业人士告诉第壹财经记者，部分 储能 厂商和供应链企业的“消费降级”，一定水平上是前期低价竞争累积的亏损压力，叠加近期大储市场短时间观望的结果。

　　“政策调整后， 储能 不再作为 新能源 建设的必备条件，而是由投资方结合实际需求进行配置规划。目前各地电网接纳风光容量基本上达到上限， 新能源 全面入市后的 利润不确定性增大，项目投资和开发速度减缓。同时，考虑 储能 投资成本高及成本回收不确定等原因， 新能源 发电侧的配储缺乏主动性，因此普遍进入观望状态，短时间市场需求减少。”针对近期 储能 市场表现冷淡， 中国化学 与物理电源行业协会 储能 应用分会秘书长刘勇对第壹财经记者分析称。

　　其实，新政出台之后，不仅是 新能源 电站配储的市场需求萎缩，独立 储能 的投资也受影响。不同于 新能源 发电侧配储自建自用，独立 储能 通常是由第叁方投资建设，能以独立主体身份接入电网并参与电力市场交易。理论上说，它的 利润来源多样，分为中长期市场、现货市场、辅助服务市场和容量机制四类。但在现实中，受限于省级电力市场建设进程比较缓慢和 储能 电站自身交易和运营能力，前三类市场长期以来其实其实不是独立 储能 获益的主要途径。

　　全国范围内更普遍的情景是， 储能 电站收入高度依赖容量租赁。刘勇表示，之前在山东、甘肃、湖南等省份，租赁收益占比高达四到六成。而在强制配储政策取消之后，容量租赁的市场不可避免地受到影响，因为 新能源 电站不再需要租赁独立 储能 的容量以获得并网指标，这使得部分独立 储能 电站收益下滑，投资积极性随之下降。

　　下游需求收缩了， 储能 厂商的订单也就少了。不过值得注意的是，新的转机正在酝酿。在许多从业者看来，甭管是独立 储能 还是 新能源 配储仍旧存在相应的价值空间，同时也需要更友好的政策环境和精细化的运营管理。

　　“我们的感觉是，在强制配储政策退出之后， 储能 的持有方逐渐多元化起来。以前有配储需求的主要是央国企发电集团，目标是满足并网条件，建了不一定会用，所以优先考虑成本。现在很多民营企业进入 储能 电站的投资领域，他们的目标则是通过参与电力市场获得效益，所以更看重产品的性价比。” 南都电源 执行总裁高秀炳告诉第壹财经记者。

　　这一变化的重要背景是，近期多省份电力市场加快了推进的步伐，并逐渐出台容量补助政策。例如，内蒙古4月发布的《关于加快新型 储能 建设的公告》提出，对并入自治区独立新型 储能 电站规划的独立新型 储能 电站向公用电网的放电量执行补偿，补偿标准一年一定，2025年度补偿标准为0.35元/千瓦时，执行时间为十年。 内蒙古自治区 能源局相关人士介绍，该容量补偿为全国补偿标准最高、补偿时间最长，完整覆盖电化学 储能 电站运行周期，能够有效提高项目业主单位建设积极性。

　　“以前靠强制配储驱动的独立 储能 租赁模式也是有缺点的。好比很多 新能源 电站为了并网而签的租赁协议在并网的动作完成以后，就没有动力再续约了。既然这种模式不可持续，独立 储能 电站的资产回报周期由此可能就会无限延长。现在很多独立 储能 降低了对政策的依赖水平，转向获取多方面的 利润：一是锁定用电方签协议拿长期租金回报，二是深度参与电力市场结合辅助服务和峰谷价差套利，三是拿政府给的容量补偿。这样一来，经济账也就算得过来了，而且是长期可持续的发展模式。”高秀炳说。

　　厂商寻求价值突围

　　新政下， 储能 电站投资收益重构引发从产业链到供应链的高度关注。西安新艾电气技术有限公司老总倪同也观察到了上述类似的现象：下游的电站投资方面，有人“退群”，有人“观望”，有人“涌入”。

　　“在某种水平上而言，如今是政策的真空期，原有的容量租赁模式被打破以后，很多地方尚未出台支撑性政策，为明确 储能 的 利润模型提供依据。有的投资方在等待渡过这个时期，期待更强烈的政策信号。有的投资方，尤其是一些民间资本则正在努力寻找和抢占一些独立 储能 资源。因为他们预感到，当政策为 储能 收益的确定性增强以后，投资 储能 电站的门槛将会水涨船高。毕竟，独立 储能 电站都建在电网的关键节点上，它的资源是有限的，土地也是有限的，因此项目的开发权很有价值。”倪同说。

　　更多元的资方进场稳定了一点 储能 厂商扩大生产的信心。在倪同看来， 储能 领域的投资规模和装机规模将会继续扩大，这无可非议， 储能 企业面临更迫切的命题是自身能否在其中脱颖而出。“未来 储能 和 新能源 发电的协同关系，将会通过价格信号的调控在电力现货市场上显现一种平衡。往后走肯定是 新能源 的发电成本越来越低、度电成本越来越低、调养成本越来越低，可是市场规模呈指数级增长。谁选择了正确的技术路线，谁掌握了卓越的生产力，谁就能跟随这个市场一起迅速成长。”

　　也是在这种行业共识下，国内 储能 厂商并没有停止产品研发和推广方面的发力。近期各家 储能 厂商相继发布多款新品，大容量的电芯竞速趋于白热化。在314Ah(安时)规格的电芯确立当前主流地位、600+Ah电芯瞄准未来市场的同时，亦不乏厂商卡位两者之间寻求战略机遇。同时，产品技术场景适配性增强，高温、长寿命和安全需求成为核心卖点。

　　不仅是推陈出新的产品上，厂商的注意也在新一轮的产能扩张中充分体现。今年一季度以来，多家 储能 和电芯企业项目扩产投入生产动态不断。据第壹财经记者不完全统计，这期间包含 宁德时代 、 亿纬锂能 、远景能源、 运达股份 、瑞浦兰钧、 鹏辉能源 、 南都电源 在内的多家 储能 企业都“官宣”了产能建设项目进展，总体规模超120GWh（吉瓦时）。

　　在 储能 行业产能结构性过剩的阶段，也有外界人士对这种扩产是否足够理性，是否会进一步加剧 储能 的内卷式恶性竞争表示忧虑。对此，高秀炳在接受第壹财经记者采访时表示，过去数年支撑新型电力 储能 装机规模高速增长的产能中，有相当一部分来自汽车电池共用产线，主要是280Ah以下的电池。当前， 储能 电池和动力电池的容量需求已经走到分化的节点，而新建产能主要是围绕适合 储能 专用的大容量电芯需求增长的投资，属于先进产能，是替代落伍 储能 产能应对需求增长的合理途径。

　　“现在各地对 储能 扩产的调控逐渐严格起来，原来上产能只要环评通过就可以，可是现在也把新增产能控制的因素并入考虑，因此这轮扩产对锂电价格的冲击总体来看应该是可控的。同时，电芯只是 储能 产品的组成之一，系统集成的竞争力也非常关键。因此我们不会盲目过度投入电芯这个重资产，而是预留部分产能，根据未来订单情况和对行业的供需关系研判决定技改扩产的节奏。”高秀炳称。

　　 中国化学 与物理电源行业协会 储能 应用分会的统计显示，2024年中国新型 储能 新增装机42GW/110GWh，占比超过全球新增装机的六成，同比增长99%（功率）/130%（容量）。

　　倪同表示， 储能 装机在“十四五”的前四年高速增长，每年增速能达到两位数甚至三位数，但这仍然远远不及资本进场的速度，围绕 储能 这条超级赛道的每个制造环节几乎都挤满了投资者。而在经历了这一轮供给侧的扩张之后，市场投资热情趋于冷静，在没有新的变革性生产力出现之前企业要适应这种融资环境的变化，同时对于沉淀了先进技术的 储能 企业而言，资本选择谨慎进场也是一种保护。现阶段， 储能 企业需要通过为客户提供有价值的服务赢得利润，这将是一场新的考验。

　　（文中张尧、雷武为化名）