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“（储能）太火了。”
近日接受贝壳财经记者采访时，多位产业人士对于储能行业近年形势不无感慨。
政策层面的支持与导向文件频频推出。国家发展改革委与国家能源局此前提出，新型储能发展的主要目标为到2025年装机规模达3000万千瓦以上。
储能产业技术联盟（CNESA）向贝壳财经记者提供的资料显示，2021年4月后储能相关政策出台，提高行业发展预期，储能指数全年表现超过了90%以上公募和私募基金的表现。
储能之所以必要，取决于新能源发电的特性。相较传统能源，光伏风电等可再生能源发电普遍存在间歇性、波动性问题，与用电负荷并不匹配，因而需要储能承担削峰填谷、保障电网稳定的作用。
厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强告诉贝壳财经记者，未来随着新能源发电量占比提高，为了维持电力供应稳定，对于配套储能系统的要求也会不断提高，预计届时电力主要成本将集中在输配侧。
不过，在备受政策与市场关注的背后，储能的商业模式尚待完善。未来，储能降本之路怎么走？
政策护航下储能迎发展大年
今年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《“十四五”新型储能发展实施方案》。《方案》将新型储能定位为构建新型电力系统的重要技术和基础装备。《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。
林伯强告诉贝壳财经记者，当下风电光伏等新能源在发电总量中占比还较低，有其他能源可以提供支持，对于电网稳定性的要求相对不高，“随着未来新能源的发电量占比提高，为了维持电力供应稳定，对于配套储能系统的要求也会不断提高。”
截至2021年，我国已投运储能项目累计装机规模46GW，2021年当年新增装机10．5gW，接近此前4年的新增装机总量，可谓大提速。
来源：CNESA中关村储能产业技术联盟向贝壳财经记者提供的资料显示，2021年4月后储能相关政策出台，提高了行业发展预期，CNESA储能指数全年表现超过了90%以上公募和私募基金的表现。
国家发展改革委与国家能源局去年7月提出，新型储能发展的主要目标为到2025年装机规模达3000万千瓦以上。
林伯强预计，届时目前由发电侧占据电力成本大头的形势将发生逆转，电力主要成本将集中在输配侧。
光伏龙头纷纷布局，光伏+储能会是好生意吗
近年来，储能市场的快速发展，吸引了众多资本“跨界”。其中不乏光伏企业。
（688223．SH）数日前加码储能布局。5月26日，晶科能源新增注册成立一家企业江西晶科储能有限公司，该公司注册资本1亿元，经营范围包括储能技术服务等。
有接近晶科的人士向贝壳财经记者表示，晶科能源目前业务经营范围暂无储能，新注册公司或是为未来做铺垫。
在2021年年报中，晶科能源就公司储能业务发展表述称，2021年，晶科能源家庭户用及工商业储能业务主流市场渠道已经逐步打开，涉及区域包括中国、中东非、东南亚、北美、澳洲与日本等。
晶科能源表示，目前公司已经与全球多家电力开发商、分销商等签订储能框架协议和分销协议；同时，晶科能源与、及签署了战略合作协议，共同推动“光伏+储能”的深入合作；对于大型地面电站储能系统，晶科能源已经积极布局并跟进关键项目
除晶科能源外，今年上半年，也规划入局储能。
3月，晶澳科技（002459．SZ）宣布，与北京海博思创科技股份有限公司（“海博思创”）签署《战略合作协议》，双方将优先探讨成立合资公司，开展户用储能系统及相关电力电子设备的研发、生产与销售。
6月1日，晶澳科技回复贝壳财经记者称，目前双方合作正在按计划有序推进中。
作为晶澳科技的合作方，海博思创能够提供储能电站开发、设计、集成、运营等一站式整体解决方案。
“利用储能系统对能源进行储存、调配，是符合能源使用趋势的，光伏企业投资储能，也是可以理解的投资行为。”有光伏业内人士向记者表示，考虑到光伏企业的市场洞察能力与技术储备，光伏企业发展储能具备相对的产业优势，不过在当下企业的投资还是从企业自身战略出发。
贝壳财经记者了解到，部分光伏企业数年前已启动储能布局。
（300274．SZ）在采访中向贝壳财经记者介绍，公司于2006年正式进入储能领域，是国内最早涉足电力储能的企业之一，储能系统2021年全球发货量3GWh。
2021年，阳光电源的储能业务实现爆发式增长。年报显示，阳光电源储能板块实现营收31.38亿元，较上年同比增长168.51%，占整体营收的比重也从6.06%跃升至13%。
（002506．SZ）方面在采访中向贝壳财经记者表示，公司储能业务始于海外户用储能，起步较早，不过目前规模还较小，主要集中于户用侧，国内项目多为工商业储能。
在2021年年报中，协鑫集成就2022年储能业务的经营目标提出，将培育储能材料、户用工商业储能业务，实现业绩正向贡献。
盈利困局待解，储能降本之路如何走？
政策护航与市场关注背后，储能的商业模式尚待完善。
中关村储能产业技术联盟常务副理事长俞振华向贝壳财经记者介绍，目前不同应用场景下，储能系统的成本分担主体不同。应用于用户侧电费账单管理的储能系统，以及火储联调储能系统的成本承担主体主要是用户或火电厂，以及以合同能源管理模式绑定用户或火电厂的投资方；单纯以获得自身新能源指标而投建储能系统的源侧储能，其承担主体是新能源场站投资方。而目前共享储能模式下，储能系统的成本在一些省份中是由新能源场站、电网、用户等多个主体共同承担。
“目前新能源侧加储能，属于强配，没有经济性，储能投资这块由新能源业主承担，实际上增加了新能源业主投资和回收期。”有从事光储结合业务的企业向贝壳财经记者表示。
近期的大宗商品价格波动也增加了成本投入。据CNESA数据，2021年至今，在上游原材料价格的影响下，储能电池设备成本上升超过20%。
在5月26日的研报中提出，随着各地分时电价机制的调整，工商业储能装机效益继续提升，用户侧装机空间随之打开。然而储能在发电侧和电网侧仍面临着明显的盈利困局，即投资收益率过低，这是阻碍行业规模化发展的重要原因。
“我们不可能等到储能价格足够便宜再来配置，目前市场对于储能的需要已经很强烈了。核心还是要找到能够为大众所接受的商业模式，只有进行大规模配置，储能价格才能下降。” 中电力投融资联盟秘书长彭澎向贝壳财经记者表示，预计未来真正能发挥效益的储能还是靠近用户侧。
“储能作为灵活调节资源，可满足容量充裕度、备用、削峰填谷、新能源消纳等多种系统功能需求，其综合价值，应通过多重收益渠道去体现。” 俞振华表示，国际自由化电力市场中，储能的多重收益大多来自于电能量市场、辅助服务市场、容量市场，以及补贴等，多元化的收益渠道能够降低储能的投资风险，更好地疏导储能的成本。
有储能系统集成商也告诉贝壳财经记者，为了便于电网调度，提高储能利用率和价值，共享储能和独立储能是未来的大趋势。现在国内主要缺少完善的市场机制和商业模式，未来只有走现货市场模式，提高各种辅助服务补偿价格，完善商业模式，提高储能收益，才能促进储能行业健康良性发展。
另一方面，储能自身尚存在降本空间。
就未来储能的降本路径，俞振华告诉记者，目前各类储能技术都在持续推动降本的进程中，未来控制成本的途径包括加强国内企业对全球锂矿的布局、提高锂电产线的规模、提高国内锂原材料提取、加工等工艺，降低成本，加强国内锂资源的开发和利用等。
新京报贝壳财经记者 朱玥怡 编辑 岳彩周 校对 贾宁