这个春天，张尧的大半时间都在频繁出差的路上。作为国内一家中型规模储能厂商的相关业务负责人，参加完上个月在杭州举行的第十五届中国国际储能大会后，他又马不停蹄地拜访了长三角和京津冀的十多家客户。

“储能行业的虚火和泡沫正在快速消退，现在大家都回归到了非常理性的市场逻辑。现在客户买不买，完全取决于储能能为他创造多少价值。”张尧表示。

近期，国家发改委和国家能源局印发《关于深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》（下称“136号文”），明确提出“不得将配置储能作为新建新能源项目核准、并网、上网等的前置条件”。这被视为国内强制配储政策时代终结的标志。对于张尧和他的同行来说，客户变得越发谨慎和挑剔，意味着一场攸关储能厂商生存的竞赛已经打响。

在券商的研报中，这项政策的影响被概括为引导行业从“成本优先”到“价值创造”转变，是众多储能厂商挣脱亏损的转折点。当然，现实情况更为复杂。尽管在过去的数年里，深陷亏损泥沼的储能厂商重复着一个观点“强制配储是低价竞争的病灶”，但不可否认的是，强制配储也是推动国内大储新增装机连年倍增的重要驱动力。

虽然部分储能厂商还没来得及从市场化改革的眩晕中完全反应过来，但新一轮机遇已经在酝酿。业内人士表示，新政之下，储能的持有方逐渐多元起来。同时，更多元的资方进场，更是稳定了一些储能厂商扩大生产的信心。

新政重构储能收益模式

在参观近期举行的一场储能博览会时，主营储能温控的供应商企业的高管雷武感受到了一种明显的落差。“前两年台下座位不够，我不得不挤在后排站着听了两个小时，但是今年会场的座位空了好多，一问同行才知道很多人都没来。有的公司去年派人来学习，今年削减差旅预算不派了。”

多位行业人士告诉第一财经记者，部分储能厂商和供应链企业的“消费降级”，一定程度上是前期低价竞争累积的亏损压力，叠加近期大储市场短期观望的结果。

“政策调整后，储能不再作为新能源建设的必要条件，而是由投资方结合实际需求进行配置规划。目前各地电网接纳风光容量基本上达到上限，新能源全面入市后的收益不确定性增大，项目投资和开发速度减缓。同时，考虑储能投资成本高及成本回收不确定等因素，新能源发电侧的配储缺乏主动性，因此普遍进入观望状态，短期市场需求减少。”针对近期储能市场表现冷淡，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇分析称。

新政出台之后，不仅是新能源电站配储的市场需求萎缩，独立储能的投资也受影响。不同于新能源发电侧配储自建自用，独立储能通常是由第三方投资建设，能以独立主体身份接入电网并参与电力市场交易。理论上说，它的收益来源多样，分为中长期市场、现货市场、辅助服务市场和容量机制四类。但在现实中，受限于省级电力市场建设进程比较缓慢以及储能电站自身交易和运营能力，前三类市场长期以来并不是独立储能获益的主要途径。

全国范围内更普遍的情况是，储能电站收入高度依赖容量租赁。刘勇表示，此前在山东、甘肃、湖南等省份，租赁收益占比高达四到六成。而在强制配储政策取消之后，容量租赁的市场不可避免地受到影响，因为新能源电站不再需要租赁独立储能的容量以获得并网指标，这使得部分独立储能电站收益下滑，投资积极性随之下降。

下游需求收缩了，储能厂商的订单也就少了。不过值得注意的是，新的转机正在酝酿。在许多从业者看来，无论是独立储能还是新能源配储依然存在相应的价值空间，同时也需要更友好的政策环境和精细化的运营管理。

“我们的感觉是，在强制配储政策退出之后，储能的持有方逐渐多元化起来。以前有配储需求的主要是央国企发电集团，目的是满足并网条件，建了不一定会用，所以优先考虑成本。现在很多民营企业进入储能电站的投资领域，他们的目标则是通过参与电力市场获得效益，所以更看重产品的性价比。”南都电源执行总裁高秀炳说。

这一变化的重要背景是，近期多省份电力市场加快了推进的步伐，并陆续出台容量补偿政策。例如，内蒙古4月发布的《关于加快新型储能建设的通知》提出，对纳入自治区独立新型储能电站规划的独立新型储能电站向公用电网的放电量执行补偿，补偿标准一年一定，2025年度补偿标准为0.35元/千瓦时，执行时间为10年。

“以前靠强制配储驱动的独立储能租赁模式也是有缺点的。比如很多新能源电站为了并网而签的租赁协议在并网的动作完成以后，就没有动力再续约了。既然这种模式不可持续，独立储能电站的资产回报周期由此可能就会无限延长。现在很多独立储能降低了对政策的依赖程度，转向获取多方面的收益：一是锁定用电方签协议拿长期租金回报，二是深度参与电力市场结合辅助服务和峰谷价差套利，三是拿政府给的容量补偿。这样一来，经济账也就算得过来了，而且是长期可持续的发展模式。”高秀炳说。

厂商寻求价值突围

新政下，储能电站投资收益重构引发从产业链到供应链的密切关注。西安新艾电气技术有限公司董事长倪同也观察到了上述类似的现象：下游的电站投资方面，有人“退群”，有人“观望”，有人“涌入”。

“在某种程度上来说，现在是政策的真空期，原有的容量租赁模式被打破以后，很多地方尚未出台支撑性政策，为明确储能的收益模型提供依据。有的投资方在等待度过这个时期，期待更强烈的政策信号。有的投资方，尤其是一些民间资本则正在努力寻找和抢占一些独立储能资源。因为他们预感到，当政策为储能收益的确定性增强以后，投资储能电站的门槛将会水涨船高。毕竟，独立储能电站都建在电网的关键节点上，它的资源是有限的，土地也是有限的，因此项目的开发权很有价值。”倪同说。

更多元的资方进场稳定了一些储能厂商扩大生产的信心。在倪同看来，储能领域的投资规模和装机规模将会继续扩大，这无可厚非，储能企业面临更迫切的命题是自身能否在其中脱颖而出。

在这种行业共识下，国内储能厂商并没有停止产品研发和推广方面的发力。近期各家储能厂商相继发布多款新品，大容量的电芯竞速趋于白热化。同时，产品技术场景适配性增强，高温、长寿命和安全需求成为核心卖点。

不仅是推陈出新的产品上，厂商的重视也在新一轮的产能扩张中充分体现。今年一季度以来，多家储能和电芯企业项目扩产投产动态不断。据第一财经记者不完全统计，这期间包括宁德时代、亿纬锂能、远景能源、运达股份、瑞浦兰钧、鹏辉能源、南都电源在内的多家储能企业都“官宣”了产能建设项目进展。

在储能行业产能结构性过剩的阶段，也有外界人士对这种扩产是否足够理性，是否会进一步加剧储能的内卷式恶性竞争表示担忧。对此，高秀炳表示，过去数年支撑新型电力储能装机规模高速增长的产能中，有相当一部分来自汽车电池共用产线。当前，储能电池和动力电池的容量需求已经走到分化的节点，而新建产能主要是围绕适合储能专用的大容量电芯需求增长的投资，属于先进产能。

“现在各地对储能扩产的调控逐渐严格起来，原来上产能只要环评通过就行，但是现在也把新增产能控制的因素纳入考虑，所以这轮扩产对锂电价格的冲击总体来看应该是可控的。同时，电芯只是储能产品的组成之一，系统集成的竞争力也非常关键。所以我们不会盲目过度投入电芯这个重资产，而是预留部分产能，根据未来订单情况和对行业的供需关系研判决定技改扩产的节奏。”高秀炳称。

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会的统计显示，2024年中国新型储能新增装机42GW/110GWh，占比超过全球新增装机的六成。

倪同表示，在经历了这一轮供给侧的扩张之后，市场投资热情趋于冷静，在没有新的变革性生产力出现之前企业要适应这种融资环境的变化，同时对于沉淀了先进技术的储能企业而言，资本选择谨慎进场也是一种保护。现阶段，储能企业需要通过为客户提供有价值的服务赢得利润。

（文中张尧、雷武为化名）

（文章来源：第一财经）