会员注册-会员中心-新城娱乐资本和企业疯狂涌入，价格不断探底，很多项目建而不用，行业似乎一夜之间从蓝海变成了红海。
“储能不是万能的，‘风光配储’肯定不是正确路径。”储能行业发展的关键时刻，华北电力大学、中国科学院院士刘吉臻一席言论震惊了整个行业。
作为一个老电力人，在他看来，这（储能节省的电量）“相当于几桶矿泉水装进长江。”对整个电力系统发挥不了什么作用，甚至可以用杯水车薪来形容。
这个观点让储能企业坐不住了，面对一些电力专业人士频频喊出“源网荷储””应该删掉“储”，储能和”源网荷“比较起来就是小一号字体的说法，储能企业更多的是呼吁电力体制改革，希冀通过新型电力市场建设，给储能企业更大的生存空间。
中电联一份研究报告显示，仅2022年国内就成立了3.8万家储能相关企业，是2021年的5.8倍。注册储能系统集成商甚至上万家。
不仅有很多新进入的企业，还有一些从其他行业转道而来的上市公司。甚至白酒巨头五粮液也坐不住了。今年4月，五粮液新能源投资公司成立，注册资本10亿元，五粮液集团全资持股。之后，还有服装大户报喜鸟，代工之王富士康、500强企业恒力集团等纷纷跨界储能。
赛道的火爆从2022年持续到了2023年。一些投资人四处找项目，甚至看到储能项目就投。截至2023年3月31日，国内储能行业300多家企业获得融资，涉融资事件944件、融资金额1947亿元，参与机构达1122家。
行业发展增速惊人。根据中关村储能产业技术联盟数据，截至2022年底，我国新型储能累计装机规模突破10GW，达到13.1GW，同比增长128%。新型储能中，锂离子电池占据主导地位。
真正解决问题的是“源网荷”，刘吉臻表示。他不大赞同将“源网荷储”相提并论。“储”被充电的时候是“荷”，放电时是“源”。他强调，“源网荷”就够了。
他的判断有数据支撑。2022年底全球电化学储能累计装机45GW，年增长率80%，其中锂离子电池仍占据主导地位。但是，2022年全球发电量的数据则是3444TWh（1TWh=1000GWh）。
看到数据之间的量级差别，我们也十分理解为何院士认为是“相当于几桶矿泉水装进长江。”
对于电力系统而言，储能只是一种调节手段，永远不会成为电力系统的第四只脚。中国南方电网有限责任公司专家委员会专职委员郑耀东也赞同刘吉臻的观点。他认为，“因为它（储能）与三足鼎立的“源、网、荷”体量相差悬殊，且这种差距依旧会持续存在。”
多位业内人士在接受储能研究院访谈时表示，一些企业进入行业并不真的是看准了行业的未来发展，他们只是想在各项政策中薅一把羊毛。
从2017年国家发改委和能源局出台的《关于促进储能技术与产业发展的指导意见》，到2021年《关于推进电力源网荷储一体化和多能互补发展的指导意见》，再到《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》等政策的出台，不仅在战略上肯定了储能行业的地位，还通过强制配储的形式鼓励发电企业自建储能或调峰能力增加并网规模。
此后，地方政策也层出不穷。当前，全国已有多个省区公布配储政策，大部分省份配储比例在 8%-30%之间，配置时长 1-2 小时为主，最高可到 4 小时。
然而，强制配储给投资者带来了一定的负担，尤其是在储能商业模式尚不完善的情况下。中国光伏行业协会名誉理事长王勃华举例说，按照100MW项目配置10%/2h储能系统的要求，电站端成本将增加不少于0.3元/瓦，在此基础上，每增加10%的储能比例，电站成本将增加约0.3元/瓦。
“一股脑地凭概念出发。”刘吉臻考察了5个调峰电站，但是运行数据都很尴尬，基本没派上用场。机构GGII的数据也显示，当前国内储能电池产能已超200GWh，整体产能利用率从2022年的87%下降到今年上半年的不足50%，其中户储电池产能利用率连三成都不到。
“这不是瞎胡闹么？”在谈到网侧建储能电站时，刘吉臻反问：建它干什么？要调峰？调多长时间？有多大本事？在他看来，2块钱的东西储起来要花1块钱，“建它干什么？”
一些企业首先强调的是储能的重要地位不能丢。”我同意刘院士说的，源网荷储当中“储”不会占特别高的比例，“纬景储能产学研高级专家谢滨欢在随后的发言中强调，但是它（储能）是非常重要的环节。
她解释说，我们国家已经到了需要引入储能的阶段。国际指导意见是风光能源的比例超过15%之后电力系统要引入储能。2023年上半年中国全社会用电量累计小时数、风光发电量的占比已经达到16.93%。也就是说我们现在到了第三阶段已经需要引入储能的阶段。
还有企业表示，之所以认为储能作用小，是因为（储能）还没有得到大量运用。亿纬锂能动力电池研究院副院长苑丁丁表示，对于一个100MWh的太阳能光伏电站来说，储能在全生命周期中起到的作用非常小，可以存储和放出来的电也非常少。
海博思创技术总监、总经理助理吕喆非常看好储能未来的前景，他认为，现在很多行业都说新能源配储没有带来真正应用的价值，很多储能设备配了以后没有使用或者在晒太阳，这是一个现状。但是，这肯定不是长期的情况。”还有业内人士强调，很多项目之所以“建而不用”是因为目前储能价格还处于高位，影响了“配储”量。
随着原材料价格的下降，储能的成本正在不断下降。有数据显示，上半年整体来看，电池级碳酸锂价格维持在17万元/吨~51万元/吨，均价32.63万元/吨，与去年全年均价相比下降32%。据机构测算，价格联动传导至下游储能系统，上半年的中标均价在1.33元/Wh，较去年全年均价水平下降14%，与今年1月相比下降25%。
在苑丁丁看来，储能的价值需要大规模长时间的使用才能得以体现。如果我们向前看，到2030年、2050年，在光储一体场景应用中，储能配置量应该非常高。“从现有的1小时、2小时配储，到未来的4小时或者更长时间配储，在这样的情况下，储能价值才能得到更大体现。”
让储能走在正确的道路上，发挥应有的作用。刘吉臻强调，对于储能未来的发展，就像下一盘象棋一样，不是不喜欢“車、马、炮”。“而是很好地把它调遣好、派上用场，把这盘棋赢了，这才是我们所需要的。”
9月20日，平安证券发布一篇新能源行业的研究报告指出，现阶段，国内大储项目较为依赖政策强配驱动，若新能源配储比例/时长要求大幅放宽，或独立储能商业模式难以落地，国内大储装机增长可能不及预期。
在这样的背景下，很多储能企业将目光瞄向了工商业储能。2023年越来越多的省份加大了峰谷电差。数据显示，7月共有19省市峰谷电价差超过0.7元，价差最大的地区是上海市达到1.8923元/kWh。8月共有22省市峰谷电价差超过0.7元，均值已达0.74元/kWh。
据中邮证券测算，选取浙江地区为样本，以投资成本为1.8元/Wh、装机容量为1MWh、年运行330天、充放电效率94%、每天2次充放电等，预计浙江1MWh工商业储能两充两放约4.7年收回成本，IRR为16%。
在一些地区，工商业场景下的储能项目已经开始迅猛增长。 2023年6月苏鲁浙粤四省新增工商储能备案项目215个，环增367%，占全国85%。东吴证券报告预计2023/2025年工商储新增装机达4.1/15.9GWh ，2030年新增空间可达100GWh+。
2023年上半年，多个券商和研究机构发布报告表示，工商业储能大有可为。不过，工商储仍处于行业发展初期 ，新进入者较多 ，竞争激烈，或压缩公司盈利空间。不仅如此，虚拟电厂做为工商储长期发展重要支撑 ，但国内运行模式仍处于试点阶段 ，可能发展进度不及预期 。
