“我想给我们的工厂配个‘大充电宝’，听说能省点电费。但是一圈逛下来，真的眼花缭乱了，各种参数配置一个比一个强。不过，我更关心的其实是究竟能省多少钱。”参加ESIE展会的张先生如是说。

随着双碳战略的持续推进，原本“小众”的储能“出圈”了。除了传统的发电侧、电网侧客户，更多的用户侧工商业主开始主动了解这类产品，从河北特地赶到北京观展的张先生便是其中一员。

与此同时，巨大的市场规模潜力，不仅引得国内的厂商扩建产线，也吸引了外商投资。4月9日，特斯拉官宣其储能超级工厂项目落户上海，将专门生产其储能产品Megapack，初期规划年产储能电池规模近40GWh。

针对“靠什么赢得市场？”这一核心话题，多家储能企业高层管理人士、技术专家对第一财经记者给出了行业发展趋势的判断。

长寿命、大电芯成“王牌”？

行走在ESIE展会林立的广告牌间，循环寿命12000次、300Ah以上大电芯、液冷机组、Pack级安全等卖点，不时冲击着参展观众的心理。初来乍到的参展观众或许很难想象，这些行业前沿的技术指标，在一两年前还是“行业首推”，如今却一跃成为许多厂商的新品“标配”。

储能LCOS（平准化储能成本）是业界描述储能经济性时普遍采用的一项核心参数，它的计算方式是某种储能技术的全生命周期成本除以其累计传输的电能量或电功率。长寿命、大电芯，为的就是降低储能LCOS。

中天储能科技有限公司总工程师谭清武对第一财经记者表示，探索更高的循环寿命应该是储能的根本所在。因为当储能的商业模式成熟以后，循环寿命将直接关系到产品的收益，寿命越长收益越多。

“由于锂电池现有材料体系性能存在理论天花板，所以我认为短期内循环寿命井喷式的增长仍然是可望而不可及的。不过，这不妨碍各大厂商把更高的循环寿命当作技术攻关的重点，这一定是我们共同追逐的方向。”谭清武称。

另有一位头部企业的储能技术专家表示，过去储能电芯循环寿命实际在6000次，现在的电芯新品基本可以达到8000次以上，这已经达到锂电池循环寿命的极限。突破10000次，基本都是在实验室中应用补锂添加剂实现，因此具体项目中的实际表现有待论证。

除了更长的循环寿命，大容量的电芯亦是多家厂商竞相追逐的卖点。早期的储能电芯以50~100Ah的产品为主，去年280Ah的电芯占据市场主流。而在今年，不少储能厂商纷纷推出了超过300Ah的储能电芯，例如天合储能的306Ah电芯、远景动力的315Ah电芯、鹏辉能源的320Ah电芯。此外，亿纬锂能还推出了560Ah的超大容量储能电芯。

谭清武对此表示，过去小电芯采用的是并联结构，无法接触到每一节电池的真正状态，因此容易产生监测漏洞和安全隐患。大容量电芯克服了这个障碍，使得管理更可靠、监测更准确，有利于提升储能系统的一致性和优化控制。但是，电芯也是能量存储单元，一旦出现恶劣情况，其能量密度越大释放的威力就越大，因此要把影响面积控制在合理范围内，电芯容量不可能无限上涨。“电芯容量的安全问题和行业设备的整体发展都是关联的，未来将定位在哪一个容量停止，目前还不好说，处在探索阶段。”

此外，搭载液冷系统、Pack级安全这些也成为储能新品的普遍亮点。前者相对风冷系统而言，换热效率更高，降低热失控的风险，能够提高电池的使用寿命和安全性；后者顺应了今年7月即将实施的《电化学储能电站安全规程》国家标准要求，给每个电池模块单独配置了探测器和灭火介质喷头，以确保其安全性。

不过，也有产品主管向记者提出“安全无上限，安全有下限”，他认为在产品安全性上过度投资、追求极致没有意义，储能产品真正的竞争力最终还是要回归到“性价比”上来。
国内储能项目盈利难

许多企业人士与第一财经记者交流时，常常在阐述技术攻关路线时意气风发，却在谈及利润回报时面露愁容。

一位储能系统服务厂商高管对记者表示：“国内下游普遍在抢订单、压价严重，导致我们的利润也很微薄。你不做有别人做，为了在这个市场里先站住脚，有的项目我们甚至亏本也要做。”

面对“你追我赶”竞争白热化、但利润率却不高的市场，储能企业该如何做才能迎来真正的“春天”？答案或许在问题之外。

根据中国电力企业联合会去年11月发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，目前电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，其中新能源配储能等效利用系数仅为6.1%。报告称，新型储能成本较高且缺乏疏导渠道，同时商业模式和电价机制有待进一步完善。“新能源配储能收益主要来源于电能量转换与辅助服务，储能的诸多市场和价格规则仍有待落地；储能商业模式不稳定，回报机制不清晰，政策变动对收益影响较大。”

“过去一年我们厂商间的竞争相当激烈，我认为根源在于新能源配置储能目前主要还是一个政策驱动的强制行为，背后没有形成商业逻辑的闭环，没有良好的商业回报。这就导致国内的储能项目竞标大多是看价格，而不是看产品的性能和技术。作为提供解决方案、科技产品的企业而言，我们希望能够帮用户创造价值，而不是死磕成本，这样企业和行业才能获得可持续的发展。”科士达新能源产品总监黎志荣对第一财经记者称。

除了新能源配储，共享储能模式、用户侧储能等商业模式也逐渐显现，但收效有限。一位储能企业负责市场部的专家表示，目前共享储能收益有容量租赁、现货市场、辅助服务市场和容量补偿，但在大多省份不能同时获得。仅在一些政策和市场条件好的地方初显经济性，大部分项目在设备全生命周期内保证不了盈亏平衡。同时，共享储能在储能行业总体的占比很小。而用户侧储能的痛点在于，其收益主要依赖于峰谷价差套利，仅在东部一些价差大的地方能够铺开。

在国内电力市场机制尚未成熟的背景下，一些储能厂商将目光投向了海外市场，电价的大幅波动给用户带来了购买储能产品的强烈驱动力。黎志荣告诉记者，去年公司业绩几乎实现翻番，这主要受益于海外用户侧储能业绩的增长。

CNESA最新发布的《储能产业研究白皮书2023》称，保守场景下，预计2027年国内新型储能累计规模将达到97.0GW，2023年至2027年复合年均增长率为49.3%；理想场景下，预计2027年新型储能累计规模将达到138.4GW，2023年至2027年复合年均增长率为60.3%。

2023年被称为储能爆发的元年，更多的储能厂商也期盼着，今年的电力市场将进一步开放，带动产业链上下游的良性循环。

原标题：储能市场爆发已成共识，但项目如何盈利仍是痛点