据国家能源局数据显示，2022年1-5月，全国太阳能发电新增装机2371万千瓦，同比增幅为139%。截至5月底，全国太阳能发电装机容量约32789万千瓦，同比增长24%。而随着光伏市场的火热，对于储能的需求也持续增长，甚至出现了供不应求的局面，有国内储能企业订单量翻了8倍，生产计划已排到明年。

　　由于光伏发电、风力发电等具有很大的波动性，无法满足电网的全天候调度需求，因此从2021年以来，宁夏、辽宁、安徽、江苏等地陆续在新能源上网等相关文件中提出了对储能配套等的具体要求。其中江苏规定，省内长江以南地区新建光伏发电项目按照功率8%及以上比例配建调峰能力，长江以北地区按照功率10%及以上比例配建调峰能力，时长均为2小时。在当前光伏装机量攀升的背景下，储能系统的销量自然开始大幅增长。

　　但是，火爆的背后，却有不忍直视的问题和痛楚。

　　01潜力十足的储能产业

　　风起于青萍之末。此次热潮之前，我国储能产业早已显示出茁壮成长的态势，兢兢业业地服务能源系统的稳定、高新技术产品的发展。

　　2020年，新冠疫情席卷全球，储能产业虽也遇到一时的挫折，但很快就逆势上扬，单年新增投运规模超过2019年的1.6倍，刷新纪录。

　　在全球储能产业的迅速增长中，中国新增投运电化学储能项目占比重居世界第一，超过美国和欧洲，成为主导全球储能市场规模化发展的国家之一，在风口浪尖显示出澎湃的增长动能。

　　在“双碳”背景下，随着新能源装机量的迅速上升和能源系统的分布式、智能化演进，能够缓和新能源系统波动，提升供能可靠性，满足终端消费需求的储能产业更迎来腾飞时刻。

　　据国家能源局统计，截至2021年底，我国可再生能源装机规模突破10亿千瓦，其中风电、光伏均突破3亿千瓦。而我国新增投运的储能项目也是在新能源发电侧装机规模最大，超过580兆瓦，同比增长438%。

　　随着我国进一步接近“双碳”目标，能源系统还将迎来更大规模、更全面的新能源接入，低碳社会需要储能技术的支持，以在电源侧实现新能源发电友好性，在电网侧促进新能源与电网的协调优化运行，在用户侧扩大新能源终端应用，这正是储能产业的风口。

　　据机构测算，2020年至2025年，我国储能投资市场空间累计可达1.6万亿元，至2030年累计6万亿元，至2060年累计高达122万亿元，是一个不折不扣的万亿级市场。

　　随着《方案》《通知》的出台，我国储能产业正式步入规模化、市场化发展阶段，值得更多的、更持久的关注。

　　02储能市场未来将达到万亿级别

　　2021年7月15日，国家发改委、国家能源局正式印发《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确到2025年新型储能装机规模达30GW以上，未来五年将实现新型储能从商业化初期向规模化转变，到2030年实现新型储能全面市场化发展。

　　2022年1月28日，国家发改委、能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，提出到2025年，全国统一电力市场体系初步建成。业内人士表示，这有利于新能源电力交易市场的发展，将会有效提高光伏配置储能系统的收益。

　　2022年2月，国家发展改革委、国家能源局近日印发《“十四五”新型储能发展实施方案》(以下简称《实施方案》)提出，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件。其中，电化学储能技术性能进一步提升，系统成本降低30%以上。到2030年，新型储能全面市场化发展。

　　2021年，全球已投运电力储能项目累计装机规模209.4GW，同比增长9%。其中新型储能累计装机规模达到25.4GW，同比增长67.73%。

　　从全球储能市场装机结构来看，根据CNESA不完全统计，截至2021年底，全球抽水蓄能的累计装机占比首次低于90%，比去年同期下降4.1个百分点;新型储能的累计装机规模紧随其后，同比增长67.7%，其中，锂离子电池占据绝对主导地位，市场份额超过90%。

　　2021年，我国新型储能产业规模约550亿元，预计2022年产业规模将突破千亿，2025年产业规模将达4480亿元。

　　到2025年，新型储能市场规模要扩大至目前水平的10倍以上,年均复合增长率超过55%,储能规模化发展态势已然形成。

　　03需求端打了鸡血

　　近期，科陆电子一口气与瑞浦兰钧、厦门海辰、上海兰钧、江苏海基等四家锂电池供应商签署战略合作协议，2023-2025年意向采购量达16GWh。如果按照平均0.8元/Wh的价格，采购金额高达128亿元。

　　这只是冰山一角。

　　国内需求端：近年来，国家储能产业政策不断，电源侧、电网侧及用户侧储能需求逐渐增长，尤其是受新能源装机增长，储能配套需求持续增加。2022年上半年，我国光伏新增装机30.88GW，同比增长119%。目前，各地“10%-20%、2h-4h”的储能配套要求逐渐刚性。

　　海外需求端：海外储能市场相对成熟，欧、美、日、澳等家庭储能消费习惯已经被广泛接受，美国、澳洲等大型储能商业模式也已经趋于成熟。今年，受俄乌战争等因素影响，能源危机预期刺激储能需求暴增，尤其是家庭储能更是带动储能行业需求水涨船高。

　　需求端的疯狂，都写在了订单上。

　　04供给端焦头烂额

　　目前，磷酸铁锂电池作为主流储能技术路线，尤其是体量较大的大型储能，在下游强烈需求的追捧下，不断反馈到上游，上下游博弈不断抬升锂电产业链的价格。

　　加之，新能源汽车强劲增长下动力电池需求的助攻，锂电产业链价格大涨。

　　在储能电池和动力电池的合力追捧下，上游资源端碳酸锂价格攀升至48万元/吨左右，并维持高位。

　　目前，作为大型储能主流型号的280Ah方型磷酸铁锂电池的电芯价格水平已经超过0.9元/Wh，同比涨幅超过50%，大幅抬升了下游储能系统成本，而储能运营端受制于资金成本的刚性约束，价格承受力有限。

　　供需矛盾，就此凸显。

　　即便锂电池价格相应上涨，但在上游碳酸锂价格高企的背景下，锂电企业也基本无利可图，基本处于合理毛利率甚至亏损水平。

　　在储能行业快速成长的档口，争取优质市场份额、优质客户或优质渠道，成为锂电企业勉强“接单”的唯一诉求。

　　在碳酸锂价格维持在48万元/吨左右的背景下，锂资源环节抽干了整个锂电及储能产业链的超额利润，中下游锂电环节、储能系统环节及储能运营环节都很难有超额利润，甚至赔本赚吆喝。

　　供给端的痛楚，都写在了毛利率上。

　　05僵局何解

　　博弈，是新能源产业的主旋律。

　　近日，锂电行业上下游两个大佬之间的隔空怒怼，更是将储能行业的冰与火之争，掀到了台面上。

　　从光伏、锂电、储能产业的内部博弈，到产业之间的相互博弈，尤其是这三大产业之间的博弈，将引领未来若干年新能源产业的发展生态。

　　在新型储能的范畴下，储能属于应用型系统集成商，类似于电动汽车，是锂电的下游，我们不能把锂电跟储能的上下游角色与分工搞混。

　　就单一储能而言，跟电动汽车一样，既可以是2C消费品，比如家庭储能;也可以是2B生产资料，比如大型储能。

　　2C家庭储能：成本承受力较强，海外预期能源紧张，家庭储能的需求暴增，价格接受度很高，是储能行业最肥美的细分领域，也成为支撑储能成本及上游锂电成本的关键。

　　2B大型储能：无论是电源侧，还是电网侧，或者用户侧，最终决策依赖于现金流模型的收益率测算，如果IRR低于目标水平，储能项目自然会搁置，这个决策机制有别人2C的家庭储能。

　　目前，经过几个月的博弈，上游碳酸锂及锂电池定价，已经基本反映了下游储能运营端的收益率，基本形成了产业平衡。

　　毫无疑问，锂电池在储能领域坐拥绝对优势，短期难以被替代，主角地位明确，钠离子等技术只能作为替补，这个背景下的锂资源价格高企，已经严重阻碍了储能需求的释放和储能产业的发展。

　　未来一段时间：

　　需求端：暂时看不到拐点，星辰大海，尤其是光伏度电成本预期不断下降，配套储能的成本容忍度有增不减，储能需求还将进一步释放。

　　供给端：未来12个月锂资源释放程度有限，且新增锂盐开发成本抬高，在需求相对前几年大幅增长的背景下，未来碳酸锂价格即便回落，也难以回到前期低点，锂电储能或许很长时间都要承受较高成本。

　　火与冰之争，尚无解。

　　近年，储能产业外部氛围喧嚣，内部需求强劲，上游锂资源价格坐地起价，碳酸锂价格预计短期难以回落，仍然是整个锂电及储能产业的牛鼻子。

　　这个背景下，没有太强产业话语权的下游储能环节，目前只能追求市场份额，难以获得超额利润，在行业喧嚣中，负重前行，短期供需格局仍然难以改善。

来源：Mr蒋静的资本圈，轻型电动车，JIC投资观察