9月27日午后，力高新能源技术股份有限公司的销售经理潘玮玮接到了一个电话，电话那头传来客户的声音：“我这儿有个项目，45ft，120MWh，什么时候给我一个方案？”

MWh即兆瓦时，是衡量储能系统容量的常用单位，1MWh意为一小时内输出1000度电，而这个项目用的是集装箱式储能，45ft就是指集装箱的尺寸是45英尺，挂掉电话后，潘玮玮向记者解释。

这个咨询电话所指的项目是一个典型的工商业储能项目，根据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会的统计，仅今年上半年并网、投运的电化学储能项目就达到了51个，装机总规模达919.35MWh。与之相较，去年上半年并网、投运的电化学储能项目总个数为47个，装机总规模仅为351.92MWh。

类似这样的需求咨询，潘玮玮现在每天能接到数十个，作为一个已经进入电池储能行业六年有余的老销售，今年以来储能市场被他评价为：“生意好到人手跟不过来。”

不过，在潘玮玮眼中，今年以来储能需求最旺盛的市场其实并不在国内，而在欧洲。

需求“井喷”

“今年上半年欧洲市场的光储一体化需求才叫‘井喷’，相比起来，国内的光储需求并没有增加太多，主要是咱们的电又稳定又便宜，一般最多装个光伏，很少有人愿意再花成本装一套储能。”潘玮玮说。

但记者注意到，早在今年6月，国家发改委、能源局等九部门就联合印发了《“十四五”可再生能源发展规划》，明确新型储能独立市场主体地位，完善储能参与各类电力市场的交易机制和技术标准。规划中指出，要发挥储能“调峰调频、应急备用、容量支撑”等多元功能，促进储能在“电源侧、电网侧和用户侧”多场景应用。

在国内装机规模翻倍式增长，加之政策强力驱动的背景下，为何国外光储市场需求扩张得更快呢？对此，潘玮玮告诉记者，这是由于市场需求的差异所造成，欧洲市场的光储需求刚性要强于国内。

他向记者介绍称，在欧洲市场上，储能系统主要作为分布式光伏的配套，即装了光伏发电系统的家庭用户，通常会再配上储能系统，而国内的项目则多以大型工商业储能系统为主。

嘉兴一家小型光伏企业的技术工程师郝哲亦向记者表示，当前储能系统的应用场景主要覆盖发电侧与用户侧，其中在发电侧，储能系统主要起到帮助风、光电站进行消纳，及调峰调频，保障能源的稳定输出，而在用户侧，则主要应用于大型工商业企业。

“对于工商业用户来说，配置储能可以很好地利用分时电价的价差，达到‘削峰填谷’降低用电成本的目的，以及对于部分夏季电力供应紧张的区域，当地企业可以最大限度地减少‘限电’带来的影响。”潘玮玮说。

据记者了解，所谓“削峰填谷”是根据分时电价机制，通过在电价低谷对储能系统充电，在电价高峰时放电从而实现“电价套利”的一种模式。

东方证券曾在去年底的一份研报中测算，以江苏省高耗能工业用户为例，假设用户安装20MWh储能系统，放电深度80%，系统初始投资成本为1.6元/Wh，电池寿命10 年，每年运行360天，折现率5%。则根据江苏省分时电价机制，储能系统可以进行2 充2 放，分别在低谷和平段充电，在2个高峰时放电，通过套利获得收入，那么，投资回收期为3.9年，项目IRR（内部收益率）为21%。

“除了需要‘削峰填谷’降低用电成本的企业，对于普通老百姓来说，放着好好的市电不用，花几万块钱买套储能放家里完全没必要，而且咱们的电力供应也很稳定，你就像深圳，多少年没有过停电的事，也没有装套储能预备停电的需求。”潘玮玮说。

但是这些让国内居民习以为常的用电场景，在眼下的欧洲则完全是另一番景象：比如，在8月29日，法国电力现货市场价格创下了733.64欧元/兆瓦时的历史新高，而在去年同月，这一价格还在120欧元/兆瓦时左右。若按照9月29日的汇率换算，相当于法国普通家庭每使用1度电就要花费人民币5.1元，相比起中国城市居民用电平均0.5元/度的价格堪称“天价”。

在沪上一位光伏行业研究员马志看来，造成欧洲电价飙升的原因，除了国际地缘冲突推动主要的欧洲大国能源供需短期失衡之外，也与欧洲主要的电力出口国法国的电力供应下降有关。

“欧洲电网有超过300条跨国互联线路，电力交换能力超过100GW，而一直以来，法国都是欧洲各国的紧急电力供应方，尤其是在这个冬季，当许多欧洲家庭因为缺气不得不用电取暖时，如果法国的电力供应不足，负荷短缺很可能就会殃及其他邻国。”马志向记者分析称。

他进一步告诉记者，由于设施老化，法国很大一部分核电站都处在维修状态中，目前法国56座核电站有一半尚未并网，虽然在9月初，法国能源转型部长阿涅斯·潘尼尔－鲁纳赫曾表示，法国电力公司EDF已承诺在今年冬天将所有核电站重新投入运营。

“按照法国人的效率，想要实现这个承诺难度不小，所以，目前德国一些地方政府，也在宣传要居民做好应对这个冬季发生停电的准备。”马志向记者表示。

能源紧缺、用电昂贵、电力系统不稳定，面临“三座大山”压顶的欧洲各国民众，不得不开始考虑“自救之道”。

在今年五月，欧盟发布了一项名为REPowerEU的草案，计划从节能、能源供应多样化、加速推广可再生能源三方面减少终端部门化石燃料消费，快速推动欧洲清洁能源转型，构建更具弹性的能源系统。其中明确提出，“到2025年，所有新建筑以及能耗等级D或以上的现有建筑，都应安装屋顶光伏设备”。

“对于欧洲市场的用户来说，储能通常是作为光伏的配套安装，我们也叫户用光储系统，它能够帮助普通的家庭尽可能实现能源的自给自足。”潘玮玮告诉记者。

“白天要是家里有人，那通过光伏发电满足用电需求，要是家里没人，就可以直接给电池充电了，到了晚上再自动切换，用电池端的直流输出，通过逆变器切换成交流电和对应电压给电器用电。”他进一步描述。

记者了解到，一套常见的户用光储系统，通常包括光伏发电系统+储能逆变器+电池，目前市场中大多数光储系统采用的电池多为寿命及能量密度更高的锂电池。

潘玮玮给记者简单算了一笔账，以其所经手的欧洲市场的光储项目为例，按照用电需求、光伏发电量、电池容量1：1：1进行配比，一家典型的年耗电量为4000KWh的家庭，配备一套年发电量同样在4000KWh的光伏系统，以及4KWh储存容量储能系统，可以实现60%左右的能源自给率，假如不配套储能的话，自给率就会降到30%左右。

除了能解决欧洲市场用户实实在在的“缺电”需求之外，装上一套光储系统也能给当地居民带来“真金白银”的收益。

马志告诉记者，以德国为例，按照发电功率的不同，德国实行的住宅光伏上网电价也不同，截至9月份，对发电功率小于10千瓦的系统，其上网电价为8.2欧分/千瓦时，而功率在10至40千瓦之间的系统，其上网电价为7.1欧分/千瓦时，而对发电功率大于40千瓦的系统，其上网电价就只有5.8欧分/千瓦时。

“对于普通的德国家庭来说，购置一套户用光储系统，在自发自用、余电上网的逻辑下，不考虑补贴收益率就可以达到15%以上，回收期6-9年以内。”马志粗略向记者估算称。

潘玮玮则表示，国内的光储产品在海外的售价并不算低，对于目前欧洲市场常见的日常耗电量5KWh的单户住宅，通常会配置储存容量在5至8KWh左右的电池，仅电池采购成本就在5500至9000欧元左右。

“好在人家当地政府也有补贴政策，2018年以前，德国有专门的资助光伏安装的政策，一共向市场发放了5.6亿欧元的补贴，虽然这项政策现已退出市场了，但德国复兴银行还在专门为安装光储系统的家庭提供低息贷款，单项目贷款金额最高能达15万欧元，还有7.5万欧元的还款补贴，完全可以覆盖前期安装光储系统的投资成本。”潘玮玮说。

根据彭博新能源的数据，仅2021年全球储能装机量就达到了22GWh，同比增长105%，其中分布式储能装机约5.6GWh，同比增长40%，分布式储能中户储装机量约4.4GWh，同比增长约56%。

扩产潮、行业乱象及“芯片问题”

记者注意到，在海外市场中，拥有能源自给、政策驱动以及较高投资回报等特点的户用光储系统，正让国内一众大小厂家挣得盆满钵满。

例如，国内的户用储能头部企业派能科技，在今年上半年就实现营业收入18.54亿元，同比增长171.94%；实现扣非净利润2.65亿元，同比增长79.01%，其中，该公司上半年在海外市场实现营收达17.38亿元，占总营收之比高达93.74%。

而另一家知名储能电池厂商鹏辉能源也在上半年实现营收40.65亿元，比上年同期增长65.58%；实现扣非净利润2.49亿元，同比增长137.90%，该公司上半年在海外市场的营收则为5.01亿元，同比增长29.41%。

鹏辉能源在中报里指出：“海外市场，尤其欧洲市场，多个因素驱动市场。海外疫情反复，刺激民众对能源独立、电力独立的需求。另外欧洲居民电价偏高并持续走高，光储经济性凸显，欧洲储能市场景气度高企。”

据行业咨询机构GGII（高工产业研究院）今年2月份发布的预测数据，到2025年全球储能电池出货量将达到476GWh，2021至2025年均复合增长率或将超60%。

在此背景下，产业内各家公司也纷纷吹响了扩产能、抢市场的号角。

9月21日，欣旺达发布公告称，已与义乌市政府签署《项目投资协议书》，双方协定在义乌市政府辖区内投资建设“欣旺达义乌新能源动力电池生产基地项目”，该项目计划总投入约213亿元，其中固定资产投资约160亿元，计划建设动力电池及储能电池总产能约50GWh生产基地。

9月28日，亿纬锂能也发布公告称，拟与沈阳市人民政府、沈阳经济技术开发区管理委员会就公司在沈阳经开区管委会范围内投资建设“亿纬锂能储能与动力电池项目”。该项目规划产能40GWh，预计总投资100亿元，分两期建设。其中，一期项目投资50亿元（固定资产投资40亿元），建设20GWh储能与动力电池智能制造工厂及配套设施。

同样在9月28日，深市“一哥”宁德时代发布公告，表示公司拟在河南省洛阳市伊滨区投资建设新能源动力电池系统及储能系统生产线，项目总投资不超过140亿元。

“随着全球新能源产业快速发展，未来几年动力电池及储能电池出货量将迈入‘TWh’（太瓦时、1TW=1000GW）时代。为抓住新能源行业快速发展的历史机遇，满足公司未来业务发展和市场拓展的需要，确保客户订单及时履约交付，公司拟相应进行产能建设，进一步完善生产基地布局。”宁德时代在公告中如是称。

“我个人感觉最大的困难就是人手不够，生意做不过来了。”在记者询问潘玮玮眼下其所在行业是否存在一些困难时，他如是告诉记者。

在采访中，记者发现，潘玮玮所在的公司其实主营业务为BMS（Battery Management System，即电源管理系统），而储能其实是该公司在数年前就布局的一条赛道。

“BMS可以理解为电池系统的大脑，它是一套软硬件结合的系统，比如新能车的动力电池，电池组动不动就串上千个电芯，单节锂电池间存在容量、电压上的差异，很容易造成散热不均或者单体电池过度充放电的现象，BMS就是针对这一情况研发的管理系统，能够有效提升电池组寿命与安全性。”郝哲向记者解释称。

“我们公司主要做48V-1500V的高低压储能BMS，其实从车规级BMS切到储能BMS那叫‘降维打击’，虽然我们现在主要做板子（BMS），但是一体化的解决方案也有在推进。”潘玮玮略带自豪地告诉记者。

在潘玮玮眼中，户用储能行业的进入壁垒并不高，国内有许多并不具备生产能力的厂商，仅依靠采购电芯+储能逆变器，再通过产品集成后与贸易商合作，就能进军海外市场“捞”上一笔。

“市场未来还是会属于拥有一体化生产能力的企业，电池你可以买，但是逆变器和BMS的生产能力肯定是要有的。”他进一步补充称。

在采访的过程中，潘玮玮还向记者提到了一个他观察到的行业现象，即人为制造壁垒。

“去年有一个海外的贸易商找我，说接了一个美国的光储需求，问我们能不能给某品牌的逆变器做适配，但当时这个品牌把他们的通讯协议给关了，这代表你要是用他们家的产品，就要一体化全套采购，不存在自行集成、多方比价的可能性了。”他向记者举例说明。

东吴证券在今年7月发布的一份研报中亦曾指出，户用储能核心壁垒在于与储能逆变器的适配和渠道优势，例如，储能系统中的BMS与储能逆变器需要适配，储能逆变器控制器通过CAN（控制器局域网络）接口与BMS通讯，获取电池组状态信息，可实现对电池的保护性充放电，确保电池运行安全。

潘玮玮告诉记者，在眼下储能市场需求高速增长，各家厂商争抢市场份额时，或许不会人为制造壁垒，但当未来市场深耕存量空间时，诸如上述关闭通讯协议以迫使经销商一体化采购的案例或许会越来越多。

此外，在东吴证券的研报当中，记者还发现这样一段内容：”根据PV magazine（新能源行业权威期刊）的调研，消费者购买储能电池时考虑的最大因素是品牌声誉，消费者很少会知道所用的电芯和零部件的来源，而海外渠道认证周期复杂且比较长，储能厂商与下游集成商、安装商的渠道构建与维护尤为重要。”

潘玮玮表示，其所在公司当前也建设了直接通往海外市场的销售渠道，会直接对接当地集成厂商，了解需求后，在从国内安排生产发货。

“其实终端用户需求基本就那几种常见的场景，我们已经有一些固定类型的产品。”在记者就海外用户具体画像一事咨询潘玮玮时，他如是回答。

在派能股份的中报中，记者也发现了这样一段表述：“对于境外市场，公司主要采取在各市场区域重点开发和维护大型优质客户的销售策略，……报告期内，公司产品的主要客户群体为储能系统集成商。”

但在马志看来，国内储能厂商当前所反映出的诸如“缺乏直销渠道”以及“与终端用户脱节”等现象，也是一个有些危险的信号。

“出海不是简单的知道自己把货卖到海外就完了，储能实际上是一个To C的生意，最讲究的就是销售渠道、营销品牌的建设。”马志说。

除了销售渠道尚待完善，记者还注意到BMS领域当前也存在一定的供应链安全问题。

潘玮玮对记者表示，在去年，BMS行业也曾遭遇过“缺芯”难题，“当时主要缺MCU（微控制单元），像是TI（德州仪器）、ST（意法半导体集团）都缺货，缺货然后涨价，也影响了我们正常的订单交期。”

郝哲指出，在常见的BMS中通常需要AFE（模拟前端）、ADC（模数转换器）、MCU及数字隔离器等芯片，其中AFE主要用于采集电池电压等信息，随后通过ADC转换为对应的数值，再交由MCU进行计算处理，而数字隔离器则主要用于避免控制系统低压电路在电场中遭受潜在的高压损害。

令人意外的是，记者发现，上述BMS所涉及的主要芯片均十分依赖海外厂商。

“和光伏逆变器的IGBT（功率半导体，用于实现能源转换）一样，国内的BMS所使用的芯片也基本依赖进口，国产化率应该还不到10%。”郝哲告诉记者。

而对于造成这一情况的原因，潘玮玮认为与国产BMS芯片缺乏市场验证有关。

“目前各类芯片其实都能实现国产替代，但海外厂商的产品都是经过了长期的市场验证，但国产芯片在应用工况上，有很多数据都没有经过验证，谁也不敢拿自己的产品当小白鼠，出了问题谁担责任？”他坦言。

马志告诉记者，当前国产BMS芯片领域已有多家上市公司布局，诸如中颖电子、赛微微电及纳芯微等公司均有自研BMS芯片实现量产，但整体的市场渗透率依然较低，且应用场景覆盖面也相对较窄，更多地被应用于智能手机端，而像是新能车、储能BMS领域的覆盖还需一段时间下游应用。

记者亦注意到，在今年4月登陆科创板的半导体“新贵”纳芯微也在中报里明确指出：“公司受益于下游光伏逆变器、储能等新能源市场的迅速发展，迎来新的增长点。”

“供应安全我们也很重视，虽然短期内不会大面积上国产芯片，但我们公司也规划最迟在2023年实现BMS产品的完全国产化。”潘玮玮对记者说。 

原标题：光伏储能“锦衣之下”：扩产潮、行业乱象，及“芯片问题”……