本期主题是最近相对较热的一个话题——储能。不管从双碳的目标还是从地方新兴产业投资来看，储能是目前仅次于光伏、动力电池产业非常新的一个领域。但是另一方面，在新趋势起来后，会有越来越多的公司进入这一行业，将产生过剩的风险，公司能不能存活也成了一个潜在的问题。
我们重点关注六个问题：
1.储能行业现阶段状态（广东调研）
2.储能产业链及应用场景
3.新型储能技术路线演进
4.储能的市场机制
5.广东地区储能发展及长三角珠三角对比
6.储能发展前景
本期【产业链洞察】节目， 《财经》杂志记者 韩舒淋，将与中国人民大学应用经济学院助理教授 郭伯威、一线新能源产业投资人 陈帅 聊聊储能产业的产业链、产业构成、应用场景以及现在面临的机遇和风险。欢迎关注东西智造！
Part.1
储能市场现在处于什么样的阶段？
陈帅： 储能现在的增速可能是现在所有行业里都很难找到的，目前经济增速大概为6%，大家也都有一个降速的预期，但整个储能行业从2021年开始已经连续几年， 每年增速都是接近百分之百的增长 ， 而且它的场景是不断在拓展提升的。 在2021年时储能还是便携式的小储能，2022年是户用储能，到了2023年，大家都在谈大型的工商业储能。曾经在天眼查上查过一个数据，经营范围包括储能的公司全国有接近1万家。前段时间在上海snack的光伏展，虽然是光伏展，但是光伏储能不分家，整个嘉里城和上海新国际博览中心人山人海。所以我觉得储能确实是一个非常活跃的行业。
韩舒淋： 现在是到了内卷引发互相降价的竞争阶段，还是依然处于一个上升的状态？公司情况大概是怎么样的？
陈帅： 虽然行业的增速非常快，但是 今年已经大规模开启了行业内卷。这是因为中国有非常恐怖的制造能力 ，2021年储能刚刚开始露出苗头，2022年便爆发，到2023年储能就已经进入高度内卷的状态了。我们可以看到一个数字，比如说今年1月份储能用的电芯价格还是在一块钱左右，经过了半年多现在已经跌到六毛五，最近一个叫楚能新能源的公司直接喊出了0.5/Wh的价格，以这个价格大部分参与者基本上已经没有利润了。这是电芯端的情况。整个储能集成厂这一端的情况也是非常类似，只要能够找到需求端，把货品销售出去，已经算是一个比较好的表现了，我觉得 现在处理库存会成为系统经销商的一个挑战。整个系统和电芯的价格可能跌了快30%，电芯的价格可能下降了40%。 我觉得可以说是一个非常残酷的行业了。
郭伯威： 我刚刚从广东调研回来，这次调研我主要是作为指导老师，带领一群本科生和研究生，帮助他们在《南方能源观察》杂志社的“能源青年行”项目中联系企业以及完成研究报告。这次调研的主题叫“工商业储能的前景研究”。我们联系了广东省储能相关的整个产业的各种利益相关方，有储能技术的供应商、电网调度、电力交易中心、发电企业、售电公司等。
近两年储能发展势头很快，从经济学的角度来说， 前两年主要是政策推动 ，政策强制要求，比如说发电要配储等等。 今年更多的是工商业用户自身发现盈利的可能性 。从前年开始，峰谷电价将整个价差拉大了，之后工商业用户就发现如果晚上储一些，白天用一些，这样能节约一大笔钱，最重要的是去年拉闸限电或者叫有序用电，影响到工商业用户生产了，可能有这个动机去配储。
从整个行业来看， 竞争者很多的原因，主要还是技术门槛相对来说比较低 ，这也就导致了内卷的发生，供应商可能把部分的利益让给用户，甚至为了降低成本，在其他的方面，就比如安全方面，会有一些松懈，最后可能会导致劣币驱逐良币。 现在整个行业缺乏的是统一的行业标准和制度 ，因为这个行业发展太快了，政府机构没有充足的时间来做好准备。我觉得从开始发展到现在，政策的影响非常大，不同的区域，不同的省份对储能的补贴等等，整体来说 储能产业依旧是一个政策驱动的产业 。
Part.2
储能的产业链有哪些环节？哪些环节是比较核心的，哪些是比较赚钱的，哪些技术难度比较高？
陈帅： 储能一方面肯定是电力、电子和软件这一块，我们俗称3S，即所谓的BMS，EMS和PCS。其次就是核心的硬件部分——电芯，成本占一半到七成。第三块我认为是 各种安全和消防技术，这一块可能是未来的一个技术的演进方向 ，因为我觉得现在实现安全的技术路径并没有完全统一。最后就是把这三大块零件整合起来的系统集成商，业内就称为集成商或者ESS。
我们再分别讲产业链上的分布。首先最重要的电芯， 宁德时代、比亚迪、亿纬锂能等公司是目前我认为在电芯方面处于比较领先地位的 ，其次像海辰、远景、鹏辉这些公司，他们相对来说也可以吃到后面的蛋糕，但是目前来看，我觉得整个 储能的头部集中性还是略高于汽车行业 的。虽然每一个厂商都说自己做储能，但储能电池的安全性使得规模大一点的电站对采购小厂并不会特别信赖。
储能变流器（PCS）方面，因为电网运行的是交流电，但是电芯电池作为化学电产生是直流电，所以中间必须要电芯放电出来或者反向被充电，需要变流器或者逆变器来进行转换。在光伏中因为是单向的，所以叫逆变器，而在储能中，因为是双向的，所以叫PCS或双向变或变流器。PCS的技术门槛相对来说仅次于电芯，因为每次进行转换的时候，存在一个转换效率的问题，这中间有一定的成本，然后也涉及安全问题，因为电流控制不好是有安全隐患的，而且尤其对储能来说，PCS使用的场景很多，有时候是对工厂放电，有时候是对电网放电，有时候是对工厂取电，有时候是对电网取电，所以整个结构比较复杂。这一块的话， 华为和阳光电源肯定是最大的两个龙头 ，其次有深圳的首航、古瑞瓦特，长三角的锦浪等等，大部分做逆变器的公司都能够逐步过渡到做变流器PCS，他们市场积累都比较深厚。
一个储能电站有上万块电芯，必须要有一套系统来对电流电压进行采集，对电池的温度进行采集，这样才能对整体电站的安全性进行一个监控以及指导化地充放电，这就是 BMS。大部分的电池厂商都能自己做这一块内容 ，而且BMS的市场本身就比前面两个小，所以留给第三方像高特电子，华塑电子这些企业的市场就比较有限了。
EMS给整个储能系统对接电网，比如说要扔掉整个储能系统进行一个需求响应，EMS就会进行一个发送信号的响应。目前来说，因为本身储能系统安全性好，体量也好，对EMS的系统设计并没有那么复杂。 整体来说是一个高度分散的市场，没有非常大的龙头公司。
最后是弱势的一环系统集成商ESS，ESS是有自己的价值的，一方面，它能够把之前的这些系统进行一个比较好的搭配选择，虽然门槛很低，但是搭建一个高效的系统，同时改进它的安全性和成本，我认为还是需要一定的经验积累的。 现在整个品牌效应还没有出现，长期来看的话，售后好的，产品安全性高的系统集成商的品牌会慢慢形成。 比亚迪、阳光电源、华为这些核心零部件的厂商自己也会做储能的系统，他们成本上有优势，技术上也有一定优势。完全独立的比如说像海博思创、融和元储、奇点能源、库博智能，这些第三方通过切入找到合适的客户，更多得从需求侧来思考自己的产品，那他们也能在产业链上获得自己的价值。但是目前来看的话，整个产业链绝大部分利润还是流入了电芯厂商和PCS厂商。
韩舒淋： 总体来说，暂且不看安全消防这类系统，只是看产品本身的产业链的话，电芯、PCS即所谓的电流变流系统、BMS电池管理系统、EMS能源管理系统，到应用侧的ESS系统集成商，基本上是这样几个环节。最核心的或者说成本占比比较高的是电芯，其次是PCS。
陈帅： 所以说 电芯厂做储能是有高度优势的 ，只是目前储能的出货量对电芯厂商来说，可能还不足以让他决定亲自做ESS，会选择对接大的ESS厂商来节省这个费用，因为他只要把电芯卖出去就已经拥有储能系统里最大的利润了。但是如果以后储能持续发展，我认为像宁德、亿纬他们持续推出自己的打包性产品，参与ESS也是可能的。
韩舒淋： 目前阶段ESS负责的还是一些比较苦的对接用户需求的业务，对制造企业，现在还是把前面最赚钱的东西做好，还没有到后面的环节。
郭伯威： 我们这次在广东调研了一家宁德时代控股的专门给工商业用户做储能公司，他们的主要优势在于用户。这也是我认为很重要的东西，除了刚刚陈总说的技术方面，还有就是 谁能真正拿到用户 ，工商业用户和居民用户不同，它的总体数量没有居民用户多，所以谁有人脉，谁就能够在这方面获得更多的利润。
韩舒淋： 他自己用宁德时代的电芯，宁德持股它，然后它去当地开拓自己用户的市场。这确实是刚刚陈老师讲的，电芯公司自己如果有能力，也在往下游去做。那么您去广东看到哪些地方在用这些储能产品？
郭伯威： 可以归纳为三种， 一个是电源侧，早期的时候电网要求核储互补、火储互补。 一个核电站或者火电站的调峰调频能力可能不太行，电网一般要求他们补储能，比如一百万千瓦的机组可能要补三万千瓦的储能，这样就大大提高了他们调峰调频的能力。还有就是风电光伏。可再生能源它本身不确定性因素很高，而且也不能自己调峰调频，这时电网要求就不是3%了，而可能是30%来进行一个补储能， 这是电网侧 。
一个是用户侧代表的工商业的储能，现在是处于一个起步阶段。 用户侧还在观望未来的导向以及到底能不能盈利。对于一部分工商业用户而言，电其实还是成本的一个小部分，当然对另外一些用户而言，用电占据大部分成本，所以主要是看用户类型。除了工商业储能以外，还有一些就是像储能电站，光储充一体的电站等等，这些也是用户侧中比较前沿的东西。
韩舒淋： 整个储能系统最大的依然还是抽蓄这种传统的储能，每一个机组30万，1个电站可能到120万，绝对比我们现在所谓的“新型储能”的容量要大得多，但是每一个抽蓄项目的工期比较长，而且更多是应对系统级的需求。
Part.3
新型储能技术路线的演进是怎样的？
陈帅： 每条技术路线只要存在，那每个人都会看到它的亮点。我个人的看法是 现在主线一定是锂离子电池系统的提升 ，因为锂离子电池从动力电池切到储能电池的时间并不久，它整个的系统效率、安全性、储能长时性等大量的技术需要进一步的突破，包括成本的下降。在2021年的时候，大量的储能电站用的锂离子电池是三元锂电池，导致了很大的安全问题。2022年以后，绝大部分的电池就切换成了磷酸铁锂电池，用不同的加工方式和成合方式可以继续改进它的整个安全性以及循环寿命。所以我认为锂离子电池技术的核心进步一定还是行业的主线。但大家对各种各样的储能场景还是有一定担心。比如在冬天做储能，或者自己本身的安全性，或者长时储能，所谓的放一段时间以后肯定是没有电的，还是需要其他的技术路线来作为补充。我们目前有几个其他的技术路线。
一个是钠离子电池路线。 钠离子电池内部还会再细分，它的应用又会分成其他几个技术路线。目前来看，层状氧化物已经比较成熟，能做出可以用的电池了，但它的寿命是有限的，业内还是倾向将层状氧化物使用于两轮车和低速车场景。在储能上面，钠离子电池因为循环寿命问题可能难以大规模使用。
另外一个是聚阴离子路线， 从理论上来说，聚阴离子可以解决钠离子的长时循环寿命问题，但问题是目前业内做出成熟的聚阴离子产品的很少。所以如果锂离子价格上涨的时候，钠离子可能会成为一个备胎选择，但短期来看，很难成为一个重要的补充。 还有就是长时储能的路线 ，包括各种液流电池，像铁液流电池或全钒电池，确实在一些场景如长时间的天气低温时，它是有自己的优势的，但是我认为它的能量密度是一个硬伤，而且它的布置便捷度远低于锂离子，因为如果你想开发一个工商用户，在任何一个工业园区，一个集装箱拖过去就可以布置锂离子了，而如果用液流的话就变成一个比较复杂的施工了，这可能就会增加门槛。我认为长时储能可能成本降下来以后会是更大的补充。
我的综合判断是 行业创新还是会围绕着解决锂离子在低温、循环、安全方面的问题，行业会在锂离子无法触及，或者价格非常高昂的时候加大投入替代路线的研究，当这些问题不是非常显著的时候，行业的投入就会减弱。
韩舒淋： 所以您觉得主要的创新，包括以后的应用、新储能的可能性、产能或者前景还是在锂离子这条线上，不管钠离子电池还是现在看到的一些企业在做的液流的这种尝试储能，它们都是对不同场景的一个补充。
陈帅： 我认为它们的核心还是一个补充场景。 因为如果非要尝试储能，非要解决一些天气问题，那上一个水库做一个超蓄可能还更快一些。我觉得这些技术线目前离它们的天花板依然很远，而锂离子的天花板我认为一定是最高的。
韩舒淋： 我们每过一段时间就要重新来审视一下技术路线进步的不同的可能性。现在锂离子电池是一个主要的技术路线，它跟动力电池的产业是非常密切相关的，包括原材料和头部的企业，都有很高的一个重合度，但是另一方面场景又是不一样的。我们该怎么来分析比较动力电池和锂离子或储能电池的区别？
郭伯威： 这两个有很多相似之处，这里我主要说一下区别。 一是能量密度不一样。 比如说动力电池是用于新能源汽车的，必须要把密度做的比较大，但储能电池能量密度就相对可以低一些，因为它放在一个空旷地方就可以。 二是循环寿命。 储能电池是专门用来做充放电的，充的越多放的越多，挣的就越多，所以它电池的循环寿命就会比一般的动力电池要高很多，比如说汽车大概最多充放2000次，而储能电池可以多到5000次以上。 三是电池类型。 动力电池很大部分是三元锂的，而储能是一些其他的化学原料。 四是系统构成。 储能电池需要跟电网连接，所以需要模块提供它与电网之间的转换过程，也可以控制蓄电池充电和放电过程，进行直接的交流。所以是这四点：能量密度、循环寿命、电池类型、系统构成。其实储能电池和动力电池的同源性还是比较强的，比如说现在国内储能电池最大的出货商还是宁德时代，第二还是比亚迪，这些其实就是动力电池的厂商。
陈帅： 我觉得 第一个是储能电池占的体积比较大 。电池的数量肯定是指数级上涨的，比如说一个工商业柜子最少200度电，而大电站是以兆瓦为单位的，这对整个电池制造商的能力提出了更高的挑战，因为一致性就要更强，以前可能只要保证50~100块电池有一致性就可以，现在可能1万块电池都要保持高度的一致性，不然安全性上会有一定的挑战。
第二个是最好还是把电池做大一些 。比如说之前可能用2170的电池，如果要打一个200度电的储能电站要几万块电池才能够做出来，那如果用280或者320这么大的储能电池去做可能几百块就可以解决问题了，那对维护、建设、成本都会有利很多，但是整个工艺的挑战就变大了，对整个涂布面积、磨切长度、注液均匀性等等都提出新的挑战。2021年大家都认为储能电池的概念是动力电池的降级，比如说汽车电池不能再用了，或者说这个车要淘汰了之后，大家觉得可以去做储能电池，结果爆炸了几次后业界的认知开始提高，开始明白储能电池某些技术挑战可能比动力电池更大。虽然储能电池早期百花齐放，但我认为 最后的集中性一定反而比动力电池更高 。
韩舒淋： 您觉得储能最后的市场会比动力电池的市场还要更大？
陈帅： 是集中度，比如说前五的集中度。因为汽车的话，只要把这个50度的电池包做好,门槛还是可以接受的，那到以后，比如说如果不能做出一个一致性和系统效率非常好的200度电的产品，你的电芯不能够很好的供应，你可能就要出局了，这其实对电芯厂的挑战会更大，最后就会导致 很多小电芯厂跟不上，只能去做一些户储或者小储能的电芯，实质上在整个大储能体系里被淘汰。 最后形成像比亚迪这些比较强势的电池厂更加集中的吃下这块蛋糕。
Part.4
怎样来看市场机制对储能的影响？
韩舒淋： 本身不管是能量密度、循环寿命、类型、系统，储能电池和动力电池还是有挺大区别的，虽然原材料或者是厂商有相似性，而且确实前几年就感觉是动力电池退役之后再去做储能，或者说二次利用，而现在就已经完全不是这个概念了。
说到应用，我感觉在国内，储能的需求前景也好，或者应用的市场规模也好， 价格机制是非常核心的问题 ，峰谷价差，每天是一放一充还是两放两充，是参与现货还是做一些电源侧等等，市场政策机制是非常关键的因素。可能现在还是会有补贴的政策，越往后的话，至少在光伏这个领域，补贴已经都退出了，靠自身成本的下降和一些机制的变化，现在产业链已经足够强了。那我们怎么样来看储能里这种市场机制的影响？不管是现在已有的机制还是应该有的机制，它们可能决定了以后储能产品，尤其是工商业这种大型的储能的前景。
郭伯威： 从经济学的角度来说，主要是看这个储能具体参加的是哪个市场。如果参加的是现货市场即批发市场的话，从广东调研的这个结果来看，广东今年上半年电力现货市场的最高和最低的价格之差，平均也就两毛钱，意味着如果我是储能用户直接参与这个批发市场，一定是亏钱的，这时这个机制肯定是有问题的。储能本身是有外部性的，像碳排放是负外部性，而储能带来的是一个正外部性。 储能对整个电网的发电可以降低发电成本 ，因为峰时的时候放，谷时的时候充，峰时的发电成本高，谷时的发电成本低，所以 一放一充的成本是有的，这一部分外部性可以通过现货市场来解决 ，还有比如说一充一放可能在充的时候碳排放高一些，放的时候碳排放低一些，或者是相反，充的时候碳排放低，放的是碳排放高，这时会有对社会的碳排放的影响，碳排放本身也是有成本的，这一部分成本未来可以通过绿电绿证或者碳交易市场等等来得到。
还有就是容量的降低。 有很多储能后便不需要修建更多的火电厂、煤电厂、气电厂，这一部分是一个投资成本 ，按投资回报率7%左右来看，这部分成本也是很高的，这就意味着这部分储能的设备可以参加容量市场，或者叫容量补偿。还有比如说储能是可以调峰调频的，可以参与辅助服务，这时就要鼓励他们参与辅助服务市场。还有可以让能够降低电网的阻塞参与现货市场里的节点电价，通过节点电价的形式来解决阻塞的问题。总的来说，储能的盈利模式，尤其是发电侧的储能，很多是跟市场机制相关的，所以如果 假设没有一个完善的容量补偿机制、碳排放或者绿证交易系统、节点电价机制，那都不利于储能回收所谓的正外部性，那就意味着这个市场对储能的投资一定是低于市场最优的。 这是发电侧的市场机制，有需要完善的地方。
还有是用电侧的，主要是工商业的储能。 广东的峰谷电价差是全国最大的，平均可以达到七毛钱 ，这意味着如果参加零售侧的市场，现在就已经可以盈利了，我们之前调研的公司说，峰谷价差到0.67以上就存在利润了。政府需要关注峰谷电价，比如说现在的价差是否合理，是否需要更大的价差或者更小的价差等等，同样政府设置这个峰谷电价需要综合考虑各个方面，包含我们前面所说的容量、阻塞、辅助服务等等。
总的来说， 从用户侧即工商业用户的角度来说，储能现在的峰谷价差是利于发展的,但是从发电侧即电源电网侧来说，储能给他们的动力和利润利益还不够 ，需要完善市场，让他们参与更多市场，通过更多方式来获得利润，这样来保证这个行业未来能够健康地靠市场来发展,而不是一直靠政策。
韩舒淋： 刚刚我们提到了很多现货市场以及跟碳外部性相关的碳市场或者绿证绿电的市场，包括容量、服务、电价这些政策，随着新能源的比例越来越高，这个市场看起来越来越复杂精细。我们是否需要一个如此复杂的市场机制？从储能角度的投资回报来看的话，如果没有这些市场机制，它的价值，尤其是发电侧，是没有办法体现出来的。对于用户侧来说，您调研的0.67元一度电的峰谷价差是很多判断储能项目能不能盈利的一个可参考的价差。那陈老师您觉得从用户或者整个应用来看的话，价格政策也好，市场机制也好，我们还可以怎么样去改进？
陈帅： 广东和浙江是今年以来从用户角度来讲最好的两个省，一是价差特别大，比如广东省，二是浙江有两次峰谷价差，所以一天可以套两次利，可以进一步地提高整个系统。但是客观来讲，对用户来说依然会存在一些问题，因为目前的回报率都是基于当年的分股的套利价格来计算的，但其实每年分股价差的价格是会变化的，然后也是假设用户晚上充满白天放满这样的情景假设的。如果取消所有的假设条件，用户是否还能收到理想中的IR是要打一个问号的。所以我觉得用户侧还在不断地试水，等年底跑出结果，如果收益侧没有达到预期或者收益侧过于高地达到了预期，可能又会有新的政策出来调整。
我对整个行业发展的一个看法是我认为长期以来， 源网侧没有办法收回成本以及没有办法实现正外部性的定价的核心还是在于受益者没有付费 ，因为真正的受益者并不是电网，而是新能源发电企业，现在本质上等于电网承担了里面的一部分费用，为源网侧响应付费，但其实新能源企业在赚发电的钱。所以我认为之后可能会有一个更大的改革，让新能源发电企业透过电网来对源网侧补偿，这个机制理顺了才可能解决问题。
韩舒淋： 储能主要是应对新能源对系统带来的波动性来创造价值，但是现在是电网在出这个钱，确实这个市场机制的设计是一个非常复杂的问题，包括以后需要怎样的机制、谁获得储能提供的稳定性和容量价值、谁来出这个钱等等。
刚刚郭老师讲广东的峰谷价差比较高，浙江因为有两放两充也比较好，那两放两充是一个什么概念？为什么好？
陈帅： 储能系统一次套利是一充一放，出现一个低谷来套利，一般来说是晚上，因为大家都不用电，那么你在晚上充，然后到了白天用电的时候，在峰价电时放出去。浙江的新能源装机比例比较高，再加上有大量工厂，那工厂中午要休息，但是中午是新能源出力比较高的时候，所以电力价格就在中午出现了一个谷点。那么对于装储能的企业来说，可以晚上充电，上午放电，中午充电，下午放电，就多一次套利的机会。别的地方可能价差一块钱，那我两次每次六毛钱，最后收益还更高。
韩舒淋： 所以这个价格是因为当地用户的特性，以及新能源装机比例高之后带来的现货市场的价格而导致的，还是本身的价格机制就提供了两个峰和两个谷的政策？
陈帅： 本身价格政策就是这样的，代购电这样规定的，当然电价的制定也完全考虑了实际的情况，并不是死板的。
韩舒淋： 我们发展储能很大程度上是要解决新能源系统带来的挑战，它的价格政策很大程度上取决于新能源现在装机和应用的情况，这个更多的是面向国内储能产业的前景。但很多储能企业现在能够出海，所以陈老师能不能讲一讲国际市场这一块情况，这两年是一个怎样的形势？有没有什么变化？尤其像欧洲，去年因为俄乌冲突之后，能源危机使得电价当时一度涨得非常高，那我们的储能企业在中间有没有哪些机会，或者新的形式来发展？
陈帅： 2022年对中国储能企业是非常美好的一年，发展慢的企业也能够达到100%的增长，很多发展快的实现了200%甚至300%的增长。 这中间分两种情况，一种情况是单纯的电价套利，就比如晚上充好电，在白天用电的时候放出来，因为欧洲的电价比较高，所以价差空间在基数效应下放大，中间的盈利还是比较丰厚的。第二种情况就是欧洲很多国家的光伏已经发展得比较充分，以前光伏采取的方法是以购电价格卖给电网，如果之后装上一个储能把光伏发的电充到储能里用，其实是一个售电价格在卖，而售电价格比购电价格会高两到三倍的价差，通过这个也可以赚一笔钱。在去年电价上涨的情况下，光伏的电充进去自己使用也好，或者是晚上取电白天用也好，都产生了巨大的经济性。而且去年欧洲本身也非常紧张，担心冬天的时候可能能源不够，所以大量的国家都发放了居民购买储能设备的补贴，在一千五百欧到三千欧之间,这大大得降低了居民首次购买的购置成本，所以去年有一个比较好的爆发。今年因为冲突的烈度趋缓，再加上去年发货到欧洲的数量比较多，还有一部分欧洲政府，比如说意大利，取消或者降低了补贴额度，所以整体来说，今年欧洲市场的竞争还是比以前激烈一些。整体市场依然是往上走的，但是因为去年吸引了大量的人涌入，再加上由于补贴的下降和电价趋稳，增速并没有达到整个行业的期待，所以今年面临的挑战就更大。
另外，尤其因为地面电站的发展，欧美新能源对于大型储能产生了购置需求，比如美国的IRA法案比较明确地规定了30%的税收抵免，如果现在有大型出海能力的企业能够拿到美国的订单的话，利润也是比较丰厚的。
还有一块是目前也在增长的第三世界国家，包括一些海岛和非洲，因为他们有缺电和停电的问题，于是由于今年整个储能系统价格的下跌，他们的购买意愿也比较强。所以形成了这三块市场。
韩舒淋： 所以第一点是去年很好，今年没有那么好，但是这个市场依然还是在增长的。第二是欧洲的需求很多的因素其实跟前面郭老师讲的市场机制是有密切关系的，不管是峰谷价差还是通过别的渠道套利，市场机制从根本上决定了这个储能产品最后的潜力或者规模。
Part.5
广东当地的储能市场具体情况如何？
韩舒淋： 广东是储能行业比较前沿的地方，我的感觉是这一年广东在储能下了非常大的功夫，前不久广东也出了储能的规划，计划到2025年，储能产业的营收到6000亿，装机300万千瓦；2027年营收到1万亿，装机400万千瓦。广东还成立了一个广州储能集团，最大的股东是当地国资的投资公司，而且引入了当地的公司一起合资成立，我感觉虽然广东、长三角、山东、山西这些比较重要的地方电力市场的建设都发展得比较快，但是广东政府尤为重视，不仅广东自己的电力市场已经比较靠前，有市场机制的基础，而且现在在产业端也在有力地引导产业来做这个事情，希望有更多储能的企业来做起来这个产业链。
郭伯威： 说到储能，利益相关方都还是有好奇心的，这两年还算是在风口。你刚才说的广东的目标是2025年储能产业的营收到6000亿，2027年到1万亿，去年广东的营收大概是1500亿，所以就是三年内要从1500到6000，复合年增长率不到60%，五年内就是不到50%的复合年增长率， 从历史来看的话，我国近三年的储能产业复合增长率也就是大概百分之五六十 ，所以从营收来讲的话，这个目标还是比较好实现的。然后是装机规模，去年年底是71万千瓦，然后三年内要涨到300万，五年内要涨到400万，这些和前三年的增长率差不多是匹配的，未来要开拓更多的新的市场， 前两年更多是在发电侧或者电网侧方面增加储能，之后更多是在工商业方面，还有很大的潜力去挖掘 ，比如原材料价格，前年去年都蛮高的，而今年有所回落，所以从整个行业景气度来看，这个也是比较能够实现的。另外广东作为工业型省份有很多工商业用户，用电大概占比百分之四五十，有很多优质企业，比如比亚迪、中创新航、亿纬锂能等，整个产业链还是比较完善的。所以从政策和市场来看都非常有利，在各种因素的加持下，至少未来三五年广东储能的发展是相当可观的，而且储能很重要，因为 为了双碳目标或是其他如美丽中国这些相关政策，未来是需要加大可再生能源占比的，而可再生能源多了以后，储能就很关键 ，虽然储能只能解决短期的波动问题。整体来说，不管是国家的顶层设计，还是广东本身的市场环境和地方政府的扶持，都是利于储能行业的发展的。
韩舒淋： 看起来目标很大，但其实增速也就是整个行业的平均水平，而且确实越往后新能源越多，理论上来说需求会是一个持续增长的过程，所以这个目标并不是遥不可及的。
陈帅： 我觉得广东政府大力扶持这一块是毫不意外的，因为大家都知道宁德时代，然后一提到电池可能想到的就是福建，常州或者合肥。其实 总部在广东的电池厂商非常多 ，比如说惠州的亿纬锂能、欣旺达，广州的鹏辉能源，珠海的珠海冠宇，比亚迪等等，并且小型的电池企业更是数不胜数，有很多以前做两轮车、手机电池、汽车启停电池的企业。第二块的话，像逆变器企业，广东也有华为等一批企业，还有包括BMS、EMS，整体来说， 广东在储能上的供应链非常完善以及灵活。 比如一个企业想去开发一个市场，自己去做一个产品，在广东是能够非常快地做出来的，如果去长三角可能要一个比较好一点的企业才能够去打通这些供应链，但在广东非常快速地就打通了。其次提到海外市场，广东做外贸这一块也非常厉害，他们能够很快地找到自己的海外销售渠道。所以我认为，无论是从本地的产业发展优势，还是发展禀赋来说，广东做这一块都是不令人意外的，也是一个比较正确的决策。
韩舒淋： 广东确实企业、产业链、市场这些条件都具备。我们时不时会谈到长三角和珠三角的对比，像您刚刚谈到常州是一个新能源之城，有非常好的动力电池和光伏的产业基础，整个长三角的话，汽车产业链和动力电池整个的基础也是非常好，而且像浙江、江苏也是电力市场发展比较快的省份。我们简单地来对比一下长三角和珠三角做这个储能行业的特点或者区别，您觉得可以怎么来看待这个问题？
陈帅： 我觉得长三角还是有不少优势的，从上一轮户储的进程结果来看，我认为 长三角比珠三角更优秀一些 ，比如像长三角的麦田能源、沃太能源、派能这几家龙头，都是后发的新能源企业，他们三家加在一起去年在海外卖了接近100亿的货。而 珠三角在这一轮户储的爆发过程中，自己的品牌出来的并不多 ，没有像长三角这样做出品牌效益很强的公司。电池的话，像常州有蜂巢能源、中创新航，而珠三角除了亿纬锂能，欣旺达和比亚迪这三个老牌的公司以外，新公司的发展速度是没有长三角那么快的。汽车领域也可以看到这一点，除了比亚迪这种厚积薄发的发展之外，深圳并没有其他新的汽车品牌，广州也扶持了一个广汽埃安，但是比起长三角深度介入，并且打造出未来能够领跑的新的品牌而言，还是有一定的欠缺。所以我觉得双方确实各有擅长， 珠三角反应会快一些，但是有时候回头来看，长三角在一些更长线的东西上确实做得更好一些 。
韩舒淋： 确实跟我们之前谈论这两个地区的一些对比来说，有的地方是共通的。我们确实感觉珠三角整个产业链是非常活跃的、完备的，但是另一方面长三角这些新的公司出来得很快，珠三角更多的还是像比亚迪这类积累多的公司，但是现在广东在这块投入非常大的精力之后会有什么样的变化，我们也可以边走边看。
Part.6
储能未来的前景
郭伯威： 刚刚聊的长三角珠三角，我也想稍微从另外一个角度补充一点。两个地方从市场机制来说，其实 珠三角更适合储能的发展，因为珠三角隶属于南方电网，而长三角是国网的 ，从电力市场改革来说，我认为南网是做得更好的，而且有动机去进行更深入的改革。
说到储能的发展前景，我觉得就是市场机制是否足够完善。 珠三角现在相对于长三角有的一个优势就是市场机制相对来说更完善，这是我希望能够在短期内看到的一个进步，要明确在储能里面，尤其是新型储能，要能参与市场，而且有市场让他参与，给他创造一个回收“正外部性”的市场。除了市场以外，我觉得投资回报的机制也有待分析， 除了我们所说的峰谷价差，还有没有其他的机制能够帮助他拿到足够的回报。 还有是包括完善电网侧储能的电站容量、电价机制、辅助服务等等，这些都是更细的一些东西了。我记得前年国务院提出了一个叫共享储能的概念，以电网为纽带，把某个区域独立分散的电网侧、电源侧、用户侧、储能站资源进行一个全网的优化配置，它可能也是一个未来场景，不需要强制的配储了。我们这次调研还了解了虚拟电厂，它也是一个类似储能的聚集商来进行一个需求响应，这些都可能是储能行业未来的发展方向。还有一点就是 未来储能电池用完后怎么处理的问题 ，因为我们现在调研来看，还没有规章制度说未来储能方面的废旧电池要怎么处理，未来的污染可能是相当严重的，这些我觉得都是政策制定者要考虑的问题，以及储能商或者投资商在决定要不要进行投资时要考虑的问题，除了收益，还有成本，这个成本包括现在生产的成本，还有未来废电池处理的成本等等，都是需要一个统筹的考虑的。
韩舒淋： 废旧回收这个问题确实会慢慢开始凸显，往后两年动力电池的这个问题可能就已经会越来越明显了。风电光伏的材料可以二次回收利用，对于储能电池来说存在污染的问题，所以不管是政策机制，还是技术，这是我们需要去发力的一个环节。
陈帅： 我先补充回收的问题，我认为 储能电池回收的劣性远远低于汽车电池 ，它对于整个材料商是非常友好的，首先它不像汽车回收，有一辆汽车在四川报废了，你可能收回来运费就亏了，而储能一个电站两三百度，一定是赚钱的。 其次它的产权非常清楚 ，汽车电池厂商说不清楚是该找4S店，还是找汽车厂商、拆解厂商，还是电池的拥有者，但储能电站一定是业主方所有或者是投资商所有，所以它的产权非常清楚。然后 我认为政府主要是要做环境上的监管，防止他们回收过程中产生污染 ，以中国目前的工业能力，无污染地回收技术上是没有太大难度的，关键是防止行业内卷出现恶性竞争从而开始砍环保成本，这是要警惕的。
从产品侧来展望有三点， 第一点我认为加上回收机制高度的成熟以后，整个系统成本肯定会进一步地降低。 因为现在锂电池回收成本非常多，在整个收集电池的环节以及贸易流通的环节上占掉了很多成本。整个电池的摩擦成本完全去掉，电池的回收能力大幅提升后，就会进一步压低整个电池生产材料的成本。现在可能五毛钱，那个时候也许会看到甚至三毛钱的电池，这样的话会极大地提高储能的经济性。
第二点我希望是整个储能系统的产品的进一步提升。 目前的系统效率、安全性、充放电的功率等等，其实都没有完全达到用户的期望值。我希望在整体上来说能够做出一款让每个人都安全放心，而不是在广告手册上说安全放心的电池。
第三点我觉得场景覆盖可以更加丰富。 毕竟电网改革是一个长期的事情，我们也是希望锂电池能发挥它任何场景都可以适配的这样灵活的一个优点，可以先找到一些盈利的场景，比如说充电桩、光伏、另外一些工厂的配储，从一些在电网即使不发生大改革的情况依然能靠这个商业场景盈利的点先切入，然后再攻坚到源网侧或者电网侧或者独立侧这些堡垒。通过更多的场景覆盖，更好地打磨自己的产品和降低系统成本。
韩舒淋： 储能确实是个新产业，现在还远远没有到成熟的时候，不管是外部的环境，还是产品本身和应用场景的拓展，都还有很大的空间可以去探索。
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