储能赛道掀起资本热潮,巨头轮番加码新储能

“双碳”背景下,储能产业似乎正在悄然崛起。

日前,特斯拉公布了2023年第一季度报。相较于汽车业务下行,特斯拉的能源收入却在急速飙升:第一季度,公司储能电池安装量同比飙升了360%。

而不久前,特斯拉刚刚宣布在上海新建储能超级工厂,计划用于生产特斯拉超大型商用储能电池(Megapack)。

其实,今年以来,新型储能产业链上下游近20家企业宣布最新储能项目建设规划,上海、深圳、长沙、佛山、东莞、合肥等多地也迎来了储能利好政策。

从行业赛道和发展阶段来看,目前储能产业仍处于初级阶段,业内预测2030年市场规模将达到10万亿元。

新型储能成焦点

所谓储能,通俗来说就是“把能量储存起来,等要用时再释放出来”,技术上主要分为电、热和氢储能等。

不同储能技术由于功率、放电时间等参数不同,需要根据实际应用场景选择最优技术路线。

目前市场上主流的技术路线是抽水蓄能和锂离子电池技术,抽水蓄能由于其具备技术成熟、容量大等优势,是目前装机容量最大的储能技术,但由于其建设周期长、不利于生态环境、地理资源有限等因素,不能满足未来日益增长的储能需求,需要发展新型储能技术。

根据EESA统计数据显示,截至2022年,全球电力储能(新型)累计装机规模达到48.8GW/101.0GWh,在新型储能技术中,锂离子电池储能约占91.2%的装机量,发展势头最为迅猛。

可再生能源装机占比持续扩大,未来储能技术路线的选择成为市场关注的焦点。业内人士表示,长时储能技术是储能发展的重要方向,需求也愈加迫切。长时储能是指持续放电时间不低于4小时的储能技术,当下长时储能技术百花齐放,行业入局企业显著增加,市场发展空间巨大,建议关注液流储能技术,有望成为投融资的另一热点领域。

从技术演进的维度来看,未来钠电可成为锂电的重要补充。据USGS(美国地质调查局)数据显示,锂资源虽然产量大,但分布不均,主要集中于南美锂三角国家。与锂资源相比,钠资源储量大且分布广泛,同时拥有成本优势。尽管当前锂电下跌会对钠电产业化进程产生一定的影响,从长远来看,钠电在某些成本敏感但循环次数不太敏感的领域,应用潜力更大,预计钠电产业在2025年实现放量。

根据市场研究机构Bloomberg NEF发布的最新报告显示,到2030年,全球储能市场规模有望达到6200亿美元。其中,锂离子电池和聚合物流体电池是两个主导的技术领域,占到了全球储能市场的70%以上。此外,由于可再生能源的快速发展,绿色储能市场将成为未来的主要增长点。

跨界选手纷沓而至

有风口则意味着有资本,资本引来众多参与者。参与者良莠不齐,赛道只见喧嚣,不见方向。这正是当前储能市场的现状。

据不完全统计,2021年,国内储能赛道共完成31起融资,2022年为65起,2023年一季度已经完成了14起,融资数量增速迅猛。

除了本身在储能领域布局已久的新能源企业,不少行业都希望来分一杯羹。毕竟,面对这样一个无主的万亿市场,谁都希望做第一个吃螃蟹的人。

在不久前,特斯拉就宣布在上海新建储能超级工厂,计划用于生产特斯拉超大型商用储能电池(Megapack)。该工厂计划于2023年第三季度开工,2024年第二季度投产。初期规划年产商用储能电池可达1万台,储能规模近40GWh,未来将面向全球市场供货。

有业内人士分析认为,特斯拉Megapack工厂落地上海,对于中国储能行业而言利大于弊。

一方面,与诸多To B的国内储能厂商不同,特斯拉是一个消费品牌,有助于进一步提升国内普通消费者对储能行业的认知,有利于储能概念在舆论场上的进一步升温,从而带动资本市场关注度的提升。

另一方面,以特斯拉的实力,一定会倒逼中国企业向其看齐,注定存在鲶鱼效应。尽管短期来看可能对中国企业构成压力,但外资进入一定会加速中国储能市场的成熟。

2022年以来,已有近30多家企业跨界,跨界选手涵盖教育、纺织、互联网、游戏、珠宝、家电、食品等行业。前有华为大手笔加入,一口气签订土耳其2000MWh储能系统;后有家电领域美的集团步步紧逼,高调推出多款储能热管理产品。更有一点关系都没有的企业,比如黑芝麻、盛虹集团……

对此,有业内人士认为,资本市场的热情,一方面源于对新能源、储能赛道的看好;另一方面,部分传统业务增长遭遇瓶颈,被迫换道超车。

乐观的看待,尽管某些细分赛道已跑出头部企业,但储能市场格局尚未定型,新入局者仍有机会。

商业模式有待成熟

随着全球储能市场的不断扩大和储能技术的不断发展,未来储能技术的前景非常广阔。预计到2035年,全球储能市场将达到1万亿美元以上,成为全球经济增长的新动力。

不过,面对产业投资的火热,二级市场却表现不佳。从2023年初起,A股储能板块持续下跌,引发投资者担心的除了项目密集上马可能带来的产能过剩,更多是储能行业在国内仍缺乏清晰成熟的商业模式和市场机制,产业可持续发展存在一定风险。

与欧美国家更多依靠市场驱动不同,我国储能行业的高景气度主要靠政策带动。为鼓励可再生能源发电企业市场化参与调峰资源建设,国家能源局2021年8月发文提出,超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例配建调峰能力,按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。地方政策一般按照装机规模的5%至20%比例,要求新能源项目强制配储。在政策刺激下,储能市场实现爆发性增长。

但如果不是政策要求强制配储,目前阶段很少有发电企业愿意主动配置储能,核心原因是配置储能增加的成本较高。

由于储能产业处于发展初期,产业链成熟度低,厂商之间各自为政,尚未产生协同效应,储能系统价格仍然偏高。同时,我国电力市场建设处于起步阶段,市场机制难以准确反映新型储能的多重价值,新型储能参与市场收益的方式单一,尚未形成可持续的商业模式。尽管储能制造厂商主要盈利模式比较清晰,但储能电站投资建设获利之路还没走通。

因此,有业内人士分析认为,降成本是开启新型储能产业宝藏的关键钥匙,而实现这一目标还需要依靠体制机制改革和商业模式创新。当前储能项目的商业模式尚不明确,多元应用尚不成熟,处于“看上去很美”的阶段。要加快推进电力市场体系建设,明确新型储能独立经营主体地位,加强新型储能价格机制研究,营造良好市场环境。支持企业在规模化制造能力的基础上,继续将触角延伸到下游应用环节,深度参与多元化应用场景拓展和商业模式创新,全方位寻求产业破局。

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