又到了各行各业开展会的季节，经济复苏的程度姑且不提，展会办的是相当积极和热闹。我们先后参与了几个展，用一个词来形容前几天在北京举行的储能展，那毫无疑问就是：人山人海。

不知道是不是因为首钢园的展厅面积相对比较小，感觉储能展哪儿哪儿都是人。每一个展台前，都簇拥着前来看展的客商、投资机构、媒体和参观者。每个人都对这个蓬勃发展的行业充满了好奇，在中国坚定推进能源转型的当下，行业似乎有着光芒万丈的前景。

而在所有的参展商中，最受关注的就是以锂离子电池为代表的新兴储能产品。两天走下来，在所有展位中占比最高的就是锂电池储能产品，以及提供如消防、冷却和逆变器等等解决方案的参展商。

但是，热火朝天的氛围背后，藏着的是一把储能行业的虚火。强制配储的政策之下，储能行业遍地开花，仿佛是个公司就能干储能；电力市场交易和储能上网政策没有出台，投建一家储能电站，根本找不到可以赚钱的路子；行业竞争已经杀得红了眼，技术指标天天都能放出卫星，但有多少是实际的指标而非虚假的噱头？

01强制配储已成众矢之的

在展会内外，听到最多的声音，就是对强制配储政策的反对。

对于了解储能行业的人来说，一定不会对强制配储这个词感到陌生。由于新能源本身随机性和波动性，对电网的稳定安全运行带来了巨大的挑战，所以需要一个灵活的、可随时调度的储能系统，可以消纳电网无法消纳的新能源电力，并在需要电的时候，将储备的电能释放给电网。

相比传统火力发电可调、可控的稳定性，不稳定的新能源装机在发电结构中的比例不断升高，让电网企业十分头疼。对于后者来说，本着“谁带来的问题由谁负责”的原则，开始联合地方相关部门，要求新能源发电企业在开发风电光伏项目的同时，配建一定比例的储能项目；或者以不发“路条”威胁，让企业以“自愿”的形式配建储能项目。

说到这里你可能会有一个疑问：看上去是新能源开发商和电网及地方政府之间的博弈，强制配储明明是让储能行业多了一大块市场的，为什么还会对这个政策有意见呢？

道理上讲，这么理解强制储能是没错的，的确是让储能行业在过去两三年里飞速发展，下面的数据就可以看得出来：

根据日前发布的《储能产业研究白皮书2023》，截至2022年底，新型储能累计装机规模达45.7GW，新增装机规模首次突破10GW，达到13.1GW/27.1GWh，功率规模年增长率达128%，能量规模年增长率达141%。是去年同期的近2倍，年增长率80%，锂离子电池仍占据绝对主导地位，年增长率超过85%。

从这组数据中就可以很明显地看出，强制配储这个政策给储能行业带来的红利，是高达三位数的同比增速，远高于整个新能源板块的其他产品。但真正深入行业了解之后，发现这种增长并没有看上去那么“好看”。

首先，还是新能源开发商与电网企业之间的博弈。在目前大多数的政策要求中，只需要新能源开发商配置建设电站总容量中一定比例的储能电站（一般为10%至20%），至于运营层面，则没有考核。

于是，为了满足这一政策要求，新能源开发商的做法，就是以单一的成本考虑进行招标，对储能电站的其他指标，如运营时的效率等等，几乎完全不做考虑。也是因此，大量新能源配储的电站建成之后就是一堆废金属，和日常的发电运营完全脱节。

中国电力企业联合会在去年11月发布的《新能源配储能运行情况调研报告》中，根据新能源配储计算的储能等效利用系数只有可怜的6.1%，同样的指标，火电厂配储能为15.3%，电网储能为14.8%，用户储能为28.3%。新能源发电配储的利用效率，远低于其他各个环节。

因此，在这种思路之下，储能行业又是什么样呢？有一些去年销售额还不错、说出背景也都算是知名品牌的集成商在跟我们交流时，就坦率承认，自己的储能系统中采用的电芯，主要来自国内的二三线厂商。上行下效，客户都不要求储能电站产生什么实质的效益，只要安全运行能够说得过去，别的自然是能省则省。

于是，储能企业比拼的就不是谁的产品质量好、安全性高、效益好，而是谁攒出来的活儿更廉价、更便利，这种发展现状和“良性竞争”几乎是背道而驰，即便创造再大的增长规模，也是无效和低劣的竞争。

这种竞争态势的背后，实际上反映的是电力系统中各个环节对于储能定位不清的问题。对于电网企业和新能源发电商来说，储能是个调峰的配套，重点在“配套”二字；对于储能企业来说，储能行业发展的未来应该是“调峰”二字。

02本质应该是贸易+仓储

储能的定位，应该是我国在能源转型过程中，新型电力系统里的贸易+仓储商。和发电侧、电网侧的商业模式有着相当大的差别。

用大家都能理解的类比来比较，一个商品行业中的贸易+仓储商，都能怎么赚钱呢？首先，就是利用商品本身的周期，或是地域之间不同的供需结构，通过低买高卖赚差价；其次，出租仓库，把自己的仓库租出去收取租金；然后，在有些对商品时效要求比较高的行业，如食品行业等，还可以赚取一些提供贸易的服务费用。

储能行业同样如此。电应该是在所有商品中，每天价格波动幅度最大的那个，在每天用电高峰期和用电低谷期的价差，很有可能要比电本身的成本多出个四五倍，极端时刻甚至会出现十倍的价差。在日内提供电力调峰，低谷期高峰期放电，理论上的利润是相当丰厚的。

其次，储能的建设和新能源发电一样，是有壁垒的，对资金的要求、对土地的要求以及对当地电力基础设施的要求等等。作为一个独立的储能电站，即便没有本事去对当日峰谷价差具体时点做出判断，也可以建好了之后租给有需要的新能源开发商。

最后，作为一个可调电源，储能完全可以参与电力的辅助服务市场，在削峰填谷环节发挥自己的作用，和负荷聚合商、虚拟电厂等主体，参与电力市场化交易的辅助服务，同样也是一个不错的盈利点。

值得一提的是，随着行业规模持续放大，越来越多的储能运营商参与到电力系统中，峰谷价差会被不断平抑，租赁价格也会逐渐下探，放到五年以上的长期来看，辅助服务的费用则会相对平稳，会成为独立储能运营商的主要收入来源之一。

不过，以上这些都是理论分析，一家独立储能运营商想要获得上述这些盈利点，还有不小的难度。

比如，峰谷差价，有些地方会出台政策，直接规定一个电力现货结算价，抑制了峰谷价差。这类政策的初衷，实际上是为了维护当地电价的平稳，为工商业电力用户减轻能源负担，但对于独立储能运营商来说，会对盈利空间造成不小的影响。

再比如，租赁市场，这部分市场由于强制配储政策的存在，新能源发电商需要以自建而非租赁的形式保证储能容量，天然就对储能电站租赁业务的开展有着制约。再加上辅助市场目前主要以地方的试点为主，理论上的盈利点，一个有现实发展空间的都找不到。

这就是储能行业现在面临的问题，当然，也是这个行业存在的机遇。

强制配储是否会转向？一旦转向，就会利好目前产品质量更加上乘、技术积累更加丰厚的龙头企业。电力现货市场是否会对储能全面开放？一旦开放，前期储能电站建设较多的企业，就可以顺利参与到低买高卖的电力交易中，盘活存量资产。最后，辅助服务市场是否能够形成？这部分的市场机制一旦确立，基本也就等于确立了储能的地位，到那时储能还会迎来一次大爆发。