万亿储能赛道越来越拥挤，各路资本和企业携技术和资金纷纷涌入，都想在市场爆发前卡位占坑。

  中电联联合毕马威发布的一份行业研究报告显示，仅2022年国内成立了3.8万家储能相关企业，是2021年的5.8倍。注册储能系统集成商就有上万家。当然，真正有产品的储能生产商大概在120来家左右。

  玩家太多，市场再庞大，也必然会出现竞争惨烈的场面，所以价格战成为必然。这让一个刚刚兴起的行业，还没有迎来蓝海的滋润，就过早进入了红海的残酷，还没有等到市场全方面爆发，就开始有严重产能过剩。

  近日，国家能源集团招标网上公示【龙源电力集团共享储能技术(北京)有限公司2023年第二批储能电站液冷电池系统框架采购公开招标中标候选人】，中标企业的报价之低，让同行直呼“惊呆了”!

  根据公示文件显示，在标段1中，芜湖天弋能源科技有限公司以47524.19万元的总报价成为第一中标候选人。根据这样的价格测算，天弋能源报价折合单价仅为0.66元/Wh。

  此次集采的价格与年初第一批采购价相比，降幅高达47%。同一家单位同样规格的采购需求，仅仅相差半年时间，报价几乎打对折，可见储能市场降价的猛烈。

  整体单价0.66元/Wh的电池系统内包含电芯、模块、电池簇和BMS系统，还有温控、消防、集装箱箱体等设备。

  业内人士推测，从电芯到直流侧集装箱集成的成本在0.2元/Wh左右，可以倒推留给电芯的成本价格在0.46元/Wh附近，如再给集成商以微薄的利润，则储能电芯倒推价格约在0.42-0.45元/Wh区间。

  价格战往往伴随着产能过剩。机构GGII的多个方面数据显示，由于行业扩产积极，当前国内储能电池产能已超200GWh，整体产能利用率从2022年的87%下降到今年上半年的不足50%，其中户储电池产能利用率连3成都不到。

  市场规模扩大，原材料碳酸锂价格的回落，各地能源配储政策加大补贴，企业降本增效和技术创新，这一些因素促进整个储能价格下跌，这本来是好事，有利于整个新能源系统成本下降。

  但在整个储能行业商业模式还没完全确立，很多已建储能电站还很难盈利的当下，如此大规模和快速价格下降，显然不利于整体行业的技术创新和长远发展。一些业界人士听到储能价格如此大规模下降，很多人感受到的不是兴奋，而是有一种悲凉。

  储能行业，价格只是一个指标，更讲究的是综合性能，包括安全质量、产品的效率性能、循环寿命、转换效率和后期的维护运营、常规使用的寿命等，归根到底，开发和建设储能，是一个长期买卖，要考虑十几二十年的常规使用的寿命，要从全生命周期来考虑度电成本(LCOE)和未来的盈利能力。

  储能产业如何避免像光伏、动力电池和新能源汽车一样，重复一遍价格恶战，市场洗牌，多数企业倒闭，少数企业重新组局出发的老戏?储能行业如何既可获得市场，又能获取利润，还能长远可持续发展?

  国家能源局最新发布的多个方面数据显示，截至今年6月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机超过1733万千瓦/3580万千瓦时，其中1-6月新投运的整体规模约863万千瓦/1772万千瓦时(8.63GW/17.72GWh)，相当于此前历年累计装机规模总和，半年实现装机规模翻番，新型储能呈现快速地增长态势。

  业界预计，2023年储能市场招标将超过60GWh，装机预计超过30GWh。

  市场在爆发，但很多储能项目盈利水平其实不高，收益难以覆盖投资所需成本。虽然有些地方拉大了电价峰谷差，鼓励新型储能参与电力市场，但假如没有政府补贴，也是不赚钱的。

  曾在宁夏调研，以中核汇能宁夏公司同心泉眼储能电站为例，该电站自去年12月并网运行以来，主要的收益来源是参与电网调峰的充电放电获得，每月除去各项成本摊销，实际收益只有100多万元。但该储能电站投资所需成本是4.2亿元。

  按照这个收益率，这个储能电站要30多年才可收回成本，但储能设备能否运行这么久呢?

  有人会说，除了电网调峰的充电放电收益，还能够最终靠容量共享租赁来获得一定收益。但其实容量租赁市场并不活跃，据了解，该电站目前只有一家租赁客户，仅出租了10%的容量。发电企业租赁意愿并不强烈，询价的多，实际租赁的少。

  从理论上看，储能项目还可通过电力现货交易来套利，或者通过容量电价来获取一些收益。

  但其实容量电价只在几个省份可实现，很多地方没有这方面补贴，不是储能赚钱的常态。

  现货交易套利，被寄以厚望。但这其实非常考验储能项目的运营能力和交易策略。这样一个时间段，储能已经不单单是一个硬件设备，而是跟软件系统和协同系统密切配合的一套产品。

  储能在新型电力系统中，其实起到一个核心和关键作用。除了调峰、调频等常见的辅助服务功能外，要走向市场和赢得未来，一定要具备交易价值，能为投资者带来收益。

  未来那些能留在市场的储能集成商，一定是具备核心部件研发制造能力、专业集成能力、电力交易能力、协同控制能力、资产运营能力的企业。那些凭着财大气粗、贸然进入储能市场的集成商，没有核心技术，想靠打价格战来赢得市场，是走不长久的。

  很多制造商以为，储能系统比动力电池门槛低，东家买电芯、西家买电池管理系统，再弄个变流器，就可以搞定了，这种简单的集成商，早晚会被淘汰。

  很简单，如果你要用储能设备去电力市场套利，没有好的交易策略，对总系统不了解，何时放电，何时充电，储能设备性能如何，在该放电出力的时候，你能保证放得出来吗?你这套系统和策略对当地电力系统是否兼容?怎么报价?都需要很好的系统管理软件来协调和预测，才可以获得套利机会。像远景能源这种系统集成商会更有优势。

  特斯拉的Megapack储能为何越卖越贵，订单排到2025年了，其实硬件对特斯拉来说没什么，关键是特斯拉储能的核心竞争力已经从设备制造转为人工智能(AI)技术。

  特斯拉将AI技术布局进入到能源产品上进行实时监督、管理和电池货币化买卖，实现能源产品的创新和技术壁垒。先进的应用程序给予客户个性化的服务和实时监督管理能源的权利。

  特斯拉已形成了能源软件ECO支持，这中间还包括：帮助运营商提升收入的实时交易管理平台Autobidder，可预测和优化能源使用情况的Opticaster和维护电网稳定性的Microgrid Controller等。

  储能的未来，肯定要跟新型电力系统融合在一起的，要在源网荷储等各种场景下使用，要在发电侧、电网测和需求侧发挥作用，需要把这些资产整合起来考虑。

  储能价格战，影响的只是制造成本，也会对安全造成一定的隐患，但低廉的价格不是储能的未来，只有让整个度电成本降低，让储能更安全，更智慧，更灵活，更兼容，为客户创造更大价值，才是储能的未来。

  远景除了产品的高质量，本地化的制造、碳足迹的追溯等都成为电池选择的重要选择标准，这也成为远景动力参与全球储能市场竞逐的重要优势。

  在全球本地化制造上，远景动力在中国、日本、英国、美国、法国、西班牙布局了13大生产基地，预计到2026年全球储能与动力电池产能将超过400GWh，

  除此之外，在电池碳足迹追溯和零碳转型行动上，远景动力扮演了全球先行者的角色。

  2023年7月，远景动力成为全世界首家实现运营碳中和的电池企业，并发布了全球首批“碳中和储能电池”。目前远景动力的储能电池单位产品碳足迹远低于行业同类产品。

  利用远景方舟碳管理系统，远景动力对储能电芯产品做了“从摇篮到大门”的碳足迹分析，从原料开采、加工、包装、运输到生产、污染物排放等流程进行了精准的碳排放核算，自动生产碳排放报告并模拟减排路径。产品碳足迹的信息被纪录在储能电芯产品的“零碳绿码”中，展示透明、可追溯、可认证的碳足迹数据。该批储能电池也获得TV南德颁发的“碳中和认证(PAS2060)”。

  面向巨大的海外储能市场，全球化的运营和业务拓展经验、本地化产能部署以及零碳转型先行优势，都将会是远景动力相比同行储能电池企业的差异化优势，也将会让其在接下来越来越激烈的海外储能市场竞逐中占据更大的主动权。

  电化学储能正在迎来大爆发，这已是一个确定性事件。对那些想要引领行业发展的企业来说，如何在激烈的竞争中获胜才是关键问题。

  随着《巴黎协定》下一阶段目标的迅速临近，世界各地的政府和组织都在寻求增加可再次生产的能源的采用。在一些能源使用量最大的地区，有额外的动力去寻求传统能源的替代品。在欧洲，这一激发鼓励措施源于能源危机。在美国，则是得益于2022年颁布的《通货膨胀削减法案》，将拨款3700亿美元用于清洁能源投资。

  这些都推动了电化学储能(也称作：电池储能系统)市场的发展。电池存储是可再次生产的能源发电的重要推动者，尽管基础能源本质上具有间歇性，但它能够在一定程度上帮助清洁能源为世界能源需求做出稳定的贡献。电化学储能提供的灵活性将使其成为调峰、自耗优化以及停电时备用电源等应用的一部分。随着电池价格不断下降，这些应用开始变得更“有利可图”。

  根据分析，2022年电化学储能投资超过50亿美元，同比增长接近三倍。预计到2030年，全球电化学储能市场将达到1200亿至1500亿美元。但当前，储能市场仍然是一个分散的局面，参与的企业想快速知道市场机会在哪里，想知道怎么展开竞争，赢得市占。以下为整理的内容将帮助电化学储能市场的参与者制定相应策略。

  电化学储能分为三个部分：电表前端 (FTM) 公用事业规模安装，通常大于 10 兆瓦时 (MWh);用户侧 (BTM) 商业和工业装置，通常范围从 30 千瓦时 (kWh) 到 10 MWh;和BTM住宅装置，通常小于30 kWh。

  我们预计，公用事业规模的电化学储能(已占新增年产能的大部分)将在未来六年中每年都增长29%左右，是三个细分市场中增长最快的。预计到2030年，公用事业规模的年度装机容量将达到450至620吉瓦时(GWh)，公用事业规模的电化学储能将占据当年总市场的90%。

  FTM(发电侧)装置的客户主要是公用事业公司、电网运营商和可再次生产的能源开发商。他们盼望平衡可再次生产的能源的间歇性、提供电网稳定服务或推迟对其电网的昂贵投资。该领域的电化学储能提供商，通常是垂直整合的电池生产商或大型系统集成商。他们将在成本和规模、可靠性、项目管理记录以及开发用于电网优化和交易的能源管理系统和软件解决方案的能力方面脱颖而出。

  电化学储能部署已经大规模进行。一家美国能源公司正在开发一个电化学储能项目，最终产能可达6GWh。另一家在能源内外都有商业利益的美国公司已超越了这一数字，到2022年电化学储能部署量已达到6.5GWh。现在涌入电化学储能的大部分资金，都用于提高能源提供商灵活性的服务，例如通过坚定的频率响应。从长远来看，电池储能系统的增长将更多地源于太阳能园区和风电场的建设，这些项目需要电池来满足其短期存储需求。

  FTM(发电侧)公用事业规模储能的收入模式在很大程度上取决于提供商正在进入的地区的状态。大多数公用事业规模的电池储能参与者都奉行收入叠加策略，即从各种来源汇集收入。他们可能参与辅助服务、套利和容量拍卖。例如，英国的许多电化学储能安装，目前都围绕频率控制等辅助服务。意大利的电化学储能参与者通过赢得该国一项以可再次生产的能源为重点的产能拍卖而取得突破。德国的机遇更多地围绕着避免昂贵的电网升级。在FTM公用事业领域受到关注的电化学储能参与者已经了解，与使用单一策略相比单独响应国家及其法规的价值。

  商业和工业(C&I，工商储)是第二大细分市场，我们预测其将以13%的复合年增长率，使C&I到2030年的年增量达到52至70GWh。

  C&I有四个子部分。第一个是电动汽车充电基础设施(EVCI)。依据数据，电动汽车占全世界汽车销量的比例将从2025年的23%左右跃升至2030 年的45%。这种增长将需要快速扩建常规充电站和超级充电站，会给当前的电网基础设施带来压力，需要昂贵且耗时的升级。为了尽最大可能避免这种情况，充电站公司和业主可能会选择在他们的房产上安装电化学储能。电化学储能参与者和电动汽车生产商之间已经建立了合作伙伴关系，以建设更多EVCI，包括在偏远地区。

  工商业的下一个细致划分领域是关键基础设施，例如电信塔、数据中心和医院。在这一细分市场中，铅酸电池通常在停电期间通过不间断电源提供临时备用电源，直到电力恢复或柴油发电机启动。除了替代铅酸电池外，锂离子电化学储能产品还可用于减少对不太环保的柴油发电机的依赖，并可与屋顶太阳能等可再次生产的能源集成。在某些情况下，存储在电池上的多余能量可以让组织通过电网服务创收。一些电信运营商与数据中心所有者已经转向使用电化学储能作为其不间断电源解决方案以及电化学储能提供的额外优势。

  第三部分是公共基础设施、商业建筑和工厂。该细分市场将主要使用储能系统来帮助调峰、与现场可再次生产的能源集成、自我消耗优化、备用应用以及提供电网服务。我们始终相信电化学储能有潜力将这些领域的能源成本降低高达80%。在德国、北美和英国等经常实行按需收费的国家，支持电化学储能的论点尤其强烈。

  最后的C&I细分市场包括采矿、建筑、石油和天然气勘探以及户外节日等活动的便携式应用。增长的源泉将是客户不会再使用柴油或燃气发电机，而是转向电化学储能和混合发电机等低排放解决方案。

  住宅装机(户储)容量到2030年将达到约20GWh，是最小的电化学储能领域。从销售角度来看，电化学储能可以与光伏电池板捆绑在一起，也可以集成到智能家居或家用电动汽车充电系统中。

  定制产品将帮助住宅客户实现自给自足、优化自耗和降低峰值功耗等目标，这在某种程度上预示着该领域将拥有更高的利润。在对替代能源购买的消费者调查中表明，用户对电化学储能产品的兴趣将归结为几个因素，首先是价格、安全性和易于安装等。

  在一个新型市场中，了解与不一样的产品和服务相关的潜在收入和利润很重要。电化学储能价值链始于存储组件(包括电池和电池组)以及逆变器、外壳和系统平衡中其他重要组件的制造商。预计这部分产业链企业将获得大约一半的电化学储能市场利润。

  然后是系统集成活动，包括能源管理系统和其他软件的总体设计和开发，以使电化学储能灵活性更好和有用。预计这些集成商将获得另外25%至30%的利润。最后，10%到20%的利润池与销售实体、项目开发组织、别的客户获取活动和调试相关。

  从技术角度来看，客户关心的主要电池指标是循环寿命和可承受性。锂离子电池目前占据主导地位，镍锰钴阴极曾经是主要的电池化学材料，但磷酸铁锂(LFP)已取代它成为更便宜的选择。然而，锂资源的稀缺为许多其他电池打开了大门。例如钠离子(Na-ion)、钠硫(Na-S)、金属空气和钒液流电池，都在不同程度上有相应的发展空间。

  钠离子是一项需要我们来关注的技术。能确定的是，钠离子电池在一些重要方面仍然落后于锂离子电池。钠离子电池的循环寿命较低(锂电池20004000次，锂电池40008000次)，单位体积内的包含的能量较低(磷酸铁锂为170190瓦时每公斤，120160瓦时每公斤)。

  根据分析，钠离子成本比磷酸铁锂便宜高达20%，随着该技术在一直在改进，以及其制造规模的扩大，钠离子成本将经一部降低。钠离子的另一个显著优点是安全性，钠电池不易发生热失控。未来，钠离子电池可能在电化学储能市场中占据慢慢的变大的份额。当前已有众多企业布局钠电，至少有6家企业将在2023年开始规模生产钠离子电池。

  电化学储能市场正处于爆发式发展阶段，现在不行动的玩家将会错过机会。市场上的赢家将是提前布局的企业。随着能源转型的加速，这些获胜者将在新市场中创造价值。

  中国电力网于1999年正式上线运行，是中国电力发展促进会主办的全国性电力行业门户网站。

  万亿储能赛道越来越拥挤，各路资本和企业携技术和资金纷纷涌入，都想在市场爆发前卡位占坑。

  中电联联合毕马威发布的一份行业研究报告显示，仅2022年国内成立了3.8万家储能相关企业，是2021年的5.8倍。注册储能系统集成商就有上万家。当然，真正有产品的储能生产商大概在120来家左右。

  玩家太多，市场再庞大，也必然会出现竞争惨烈的场面，所以价格战成为必然。这让一个刚刚兴起的行业，还没有迎来蓝海的滋润，就过早进入了红海的残酷，还没有等到市场全方面爆发，就开始有严重产能过剩。

  近日，国家能源集团招标网上公示【龙源电力集团共享储能技术(北京)有限公司2023年第二批储能电站液冷电池系统框架采购公开招标中标候选人】，中标企业的报价之低，让同行直呼“惊呆了”!

  根据公示文件显示，在标段1中，芜湖天弋能源科技有限公司以47524.19万元的总报价成为第一中标候选人。根据这样的价格测算，天弋能源报价折合单价仅为0.66元/Wh。

  此次集采的价格与年初第一批采购价相比，降幅高达47%。同一家单位同样规格的采购需求，仅仅相差半年时间，报价几乎打对折，可见储能市场降价的猛烈。

  整体单价0.66元/Wh的电池系统内包含电芯、模块、电池簇和BMS系统，还有温控、消防、集装箱箱体等设备。

  业内人士推测，从电芯到直流侧集装箱集成的成本在0.2元/Wh左右，可以倒推留给电芯的成本价格在0.46元/Wh附近，如再给集成商以微薄的利润，则储能电芯倒推价格约在0.42-0.45元/Wh区间。

  价格战往往伴随着产能过剩。机构GGII的多个方面数据显示，由于行业扩产积极，当前国内储能电池产能已超200GWh，整体产能利用率从2022年的87%下降到今年上半年的不足50%，其中户储电池产能利用率连3成都不到。

  市场规模扩大，原材料碳酸锂价格的回落，各地能源配储政策加大补贴，企业降本增效和技术创新，这一些因素促进整个储能价格下跌，这本来是好事，有利于整个新能源系统成本下降。

  但在整个储能行业商业模式还没完全确立，很多已建储能电站还很难盈利的当下，如此大规模和快速价格下降，显然不利于整体行业的技术创新和长远发展。一些业界人士听到储能价格如此大规模下降，很多人感受到的不是兴奋，而是有一种悲凉。

  储能行业，价格只是一个指标，更讲究的是综合性能，包括安全质量、产品的效率性能、循环寿命、转换效率和后期的维护运营、常规使用的寿命等，归根到底，开发和建设储能，是一个长期买卖，要考虑十几二十年的常规使用的寿命，要从全生命周期来考虑度电成本(LCOE)和未来的盈利能力。

  储能产业如何避免像光伏、动力电池和新能源汽车一样，重复一遍价格恶战，市场洗牌，多数企业倒闭，少数企业重新组局出发的老戏?储能行业如何既可获得市场，又能获取利润，还能长远可持续发展?

  国家能源局最新发布的多个方面数据显示，截至今年6月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机超过1733万千瓦/3580万千瓦时，其中1-6月新投运的整体规模约863万千瓦/1772万千瓦时(8.63GW/17.72GWh)，相当于此前历年累计装机规模总和，半年实现装机规模翻番，新型储能呈现快速地增长态势。

  业界预计，2023年储能市场招标将超过60GWh，装机预计超过30GWh。

  市场在爆发，但很多储能项目盈利水平其实不高，收益难以覆盖投资所需成本。虽然有些地方拉大了电价峰谷差，鼓励新型储能参与电力市场，但假如没有政府补贴，也是不赚钱的。

  曾在宁夏调研，以中核汇能宁夏公司同心泉眼储能电站为例，该电站自去年12月并网运行以来，主要的收益来源是参与电网调峰的充电放电获得，每月除去各项成本摊销，实际收益只有100多万元。但该储能电站投资所需成本是4.2亿元。

  按照这个收益率，这个储能电站要30多年才可收回成本，但储能设备能否运行这么久呢?

  有人会说，除了电网调峰的充电放电收益，还能够最终靠容量共享租赁来获得一定收益。但其实容量租赁市场并不活跃，据了解，该电站目前只有一家租赁客户，仅出租了10%的容量。发电企业租赁意愿并不强烈，询价的多，实际租赁的少。

  从理论上看，储能项目还可通过电力现货交易来套利，或者通过容量电价来获取一些收益。

  但其实容量电价只在几个省份可实现，很多地方没有这方面补贴，不是储能赚钱的常态。

  现货交易套利，被寄以厚望。但这其实非常考验储能项目的运营能力和交易策略。这样一个时间段，储能已经不单单是一个硬件设备，而是跟软件系统和协同系统密切配合的一套产品。

  储能在新型电力系统中，其实起到一个核心和关键作用。除了调峰、调频等常见的辅助服务功能外，要走向市场和赢得未来，一定要具备交易价值，能为投资者带来收益。

  未来那些能留在市场的储能集成商，一定是具备核心部件研发制造能力、专业集成能力、电力交易能力、协同控制能力、资产运营能力的企业。那些凭着财大气粗、贸然进入储能市场的集成商，没有核心技术，想靠打价格战来赢得市场，是走不长久的。

  很多制造商以为，储能系统比动力电池门槛低，东家买电芯、西家买电池管理系统，再弄个变流器，就可以搞定了，这种简单的集成商，早晚会被淘汰。

  很简单，如果你要用储能设备去电力市场套利，没有好的交易策略，对总系统不了解，何时放电，何时充电，储能设备性能如何，在该放电出力的时候，你能保证放得出来吗?你这套系统和策略对当地电力系统是否兼容?怎么报价?都需要很好的系统管理软件来协调和预测，才可以获得套利机会。像远景能源这种系统集成商会更有优势。

  特斯拉的Megapack储能为何越卖越贵，订单排到2025年了，其实硬件对特斯拉来说没什么，关键是特斯拉储能的核心竞争力已经从设备制造转为人工智能(AI)技术。

  特斯拉将AI技术布局进入到能源产品上进行实时监督、管理和电池货币化买卖，实现能源产品的创新和技术壁垒。先进的应用程序给予客户个性化的服务和实时监督管理能源的权利。

  特斯拉已形成了能源软件ECO支持，这中间还包括：帮助运营商提升收入的实时交易管理平台Autobidder，可预测和优化能源使用情况的Opticaster和维护电网稳定性的Microgrid Controller等。

  储能的未来，肯定要跟新型电力系统融合在一起的，要在源网荷储等各种场景下使用，要在发电侧、电网测和需求侧发挥作用，需要把这些资产整合起来考虑。

  储能价格战，影响的只是制造成本，也会对安全造成一定的隐患，但低廉的价格不是储能的未来，只有让整个度电成本降低，让储能更安全，更智慧，更灵活，更兼容，为客户创造更大价值，才是储能的未来。

  远景除了产品的高质量，本地化的制造、碳足迹的追溯等都成为电池选择的重要选择标准，这也成为远景动力参与全球储能市场竞逐的重要优势。

  在全球本地化制造上，远景动力在中国、日本、英国、美国、法国、西班牙布局了13大生产基地，预计到2026年全球储能与动力电池产能将超过400GWh，

  除此之外，在电池碳足迹追溯和零碳转型行动上，远景动力扮演了全球先行者的角色。

  2023年7月，远景动力成为全世界首家实现运营碳中和的电池企业，并发布了全球首批“碳中和储能电池”。目前远景动力的储能电池单位产品碳足迹远低于行业同类产品。

  利用远景方舟碳管理系统，远景动力对储能电芯产品做了“从摇篮到大门”的碳足迹分析，从原料开采、加工、包装、运输到生产、污染物排放等流程进行了精准的碳排放核算，自动生产碳排放报告并模拟减排路径。产品碳足迹的信息被纪录在储能电芯产品的“零碳绿码”中，展示透明、可追溯、可认证的碳足迹数据。该批储能电池也获得TV南德颁发的“碳中和认证(PAS2060)”。

  面向巨大的海外储能市场，全球化的运营和业务拓展经验、本地化产能部署以及零碳转型先行优势，都将会是远景动力相比同行储能电池企业的差异化优势，也将会让其在接下来越来越激烈的海外储能市场竞逐中占据更大的主动权。

  电化学储能正在迎来大爆发，这已是一个确定性事件。对那些想要引领行业发展的企业来说，如何在激烈的竞争中获胜才是关键问题。

  随着《巴黎协定》下一阶段目标的迅速临近，世界各地的政府和组织都在寻求增加可再次生产的能源的采用。在一些能源使用量最大的地区，有额外的动力去寻求传统能源的替代品。在欧洲，这一激发鼓励措施源于能源危机。在美国，则是得益于2022年颁布的《通货膨胀削减法案》，将拨款3700亿美元用于清洁能源投资。

  这些都推动了电化学储能(也称作：电池储能系统)市场的发展。电池存储是可再次生产的能源发电的重要推动者，尽管基础能源本质上具有间歇性，但它能够在一定程度上帮助清洁能源为世界能源需求做出稳定的贡献。电化学储能提供的灵活性将使其成为调峰、自耗优化以及停电时备用电源等应用的一部分。随着电池价格不断下降，这些应用开始变得更“有利可图”。

  根据分析，2022年电化学储能投资超过50亿美元，同比增长接近三倍。预计到2030年，全球电化学储能市场将达到1200亿至1500亿美元。但当前，储能市场仍然是一个分散的局面，参与的企业想快速知道市场机会在哪里，想知道怎么展开竞争，赢得市占。以下为整理的内容将帮助电化学储能市场的参与者制定相应策略。

  电化学储能分为三个部分：电表前端 (FTM) 公用事业规模安装，通常大于 10 兆瓦时 (MWh);用户侧 (BTM) 商业和工业装置，通常范围从 30 千瓦时 (kWh) 到 10 MWh;和BTM住宅装置，通常小于30 kWh。

  我们预计，公用事业规模的电化学储能(已占新增年产能的大部分)将在未来六年中每年都增长29%左右，是三个细分市场中增长最快的。预计到2030年，公用事业规模的年度装机容量将达到450至620吉瓦时(GWh)，公用事业规模的电化学储能将占据当年总市场的90%。

  FTM(发电侧)装置的客户主要是公用事业公司、电网运营商和可再次生产的能源开发商。他们盼望平衡可再次生产的能源的间歇性、提供电网稳定服务或推迟对其电网的昂贵投资。该领域的电化学储能提供商，通常是垂直整合的电池生产商或大型系统集成商。他们将在成本和规模、可靠性、项目管理记录以及开发用于电网优化和交易的能源管理系统和软件解决方案的能力方面脱颖而出。

  电化学储能部署已经大规模进行。一家美国能源公司正在开发一个电化学储能项目，最终产能可达6GWh。另一家在能源内外都有商业利益的美国公司已超越了这一数字，到2022年电化学储能部署量已达到6.5GWh。现在涌入电化学储能的大部分资金，都用于提高能源提供商灵活性的服务，例如通过坚定的频率响应。从长远来看，电池储能系统的增长将更多地源于太阳能园区和风电场的建设，这些项目需要电池来满足其短期存储需求。

  FTM(发电侧)公用事业规模储能的收入模式在很大程度上取决于提供商正在进入的地区的状态。大多数公用事业规模的电池储能参与者都奉行收入叠加策略，即从各种来源汇集收入。他们可能参与辅助服务、套利和容量拍卖。例如，英国的许多电化学储能安装，目前都围绕频率控制等辅助服务。意大利的电化学储能参与者通过赢得该国一项以可再次生产的能源为重点的产能拍卖而取得突破。德国的机遇更多地围绕着避免昂贵的电网升级。在FTM公用事业领域受到关注的电化学储能参与者已经了解，与使用单一策略相比单独响应国家及其法规的价值。

  商业和工业(C&I，工商储)是第二大细分市场，我们预测其将以13%的复合年增长率，使C&I到2030年的年增量达到52至70GWh。

  C&I有四个子部分。第一个是电动汽车充电基础设施(EVCI)。依据数据，电动汽车占全世界汽车销量的比例将从2025年的23%左右跃升至2030 年的45%。这种增长将需要快速扩建常规充电站和超级充电站，会给当前的电网基础设施带来压力，需要昂贵且耗时的升级。为了尽最大可能避免这种情况，充电站公司和业主可能会选择在他们的房产上安装电化学储能。电化学储能参与者和电动汽车生产商之间已经建立了合作伙伴关系，以建设更多EVCI，包括在偏远地区。

  工商业的下一个细致划分领域是关键基础设施，例如电信塔、数据中心和医院。在这一细分市场中，铅酸电池通常在停电期间通过不间断电源提供临时备用电源，直到电力恢复或柴油发电机启动。除了替代铅酸电池外，锂离子电化学储能产品还可用于减少对不太环保的柴油发电机的依赖，并可与屋顶太阳能等可再次生产的能源集成。在某些情况下，存储在电池上的多余能量可以让组织通过电网服务创收。一些电信运营商与数据中心所有者已经转向使用电化学储能作为其不间断电源解决方案以及电化学储能提供的额外优势。

  第三部分是公共基础设施、商业建筑和工厂。该细分市场将主要使用储能系统来帮助调峰、与现场可再次生产的能源集成、自我消耗优化、备用应用以及提供电网服务。我们始终相信电化学储能有潜力将这些领域的能源成本降低高达80%。在德国、北美和英国等经常实行按需收费的国家，支持电化学储能的论点尤其强烈。

  最后的C&I细分市场包括采矿、建筑、石油和天然气勘探以及户外节日等活动的便携式应用。增长的源泉将是客户不会再使用柴油或燃气发电机，而是转向电化学储能和混合发电机等低排放解决方案。

  住宅装机(户储)容量到2030年将达到约20GWh，是最小的电化学储能领域。从销售角度来看，电化学储能可以与光伏电池板捆绑在一起，也可以集成到智能家居或家用电动汽车充电系统中。

  定制产品将帮助住宅客户实现自给自足、优化自耗和降低峰值功耗等目标，这在某种程度上预示着该领域将拥有更高的利润。在对替代能源购买的消费者调查中表明，用户对电化学储能产品的兴趣将归结为几个因素，首先是价格、安全性和易于安装等。

  在一个新型市场中，了解与不一样的产品和服务相关的潜在收入和利润很重要。电化学储能价值链始于存储组件(包括电池和电池组)以及逆变器、外壳和系统平衡中其他重要组件的制造商。预计这部分产业链企业将获得大约一半的电化学储能市场利润。

  然后是系统集成活动，包括能源管理系统和其他软件的总体设计和开发，以使电化学储能灵活性更好和有用。预计这些集成商将获得另外25%至30%的利润。最后，10%到20%的利润池与销售实体、项目开发组织、别的客户获取活动和调试相关。

  从技术角度来看，客户关心的主要电池指标是循环寿命和可承受性。锂离子电池目前占据主导地位，镍锰钴阴极曾经是主要的电池化学材料，但磷酸铁锂(LFP)已取代它成为更便宜的选择。然而，锂资源的稀缺为许多其他电池打开了大门。例如钠离子(Na-ion)、钠硫(Na-S)、金属空气和钒液流电池，都在不同程度上有相应的发展空间。

  钠离子是一项需要我们来关注的技术。能确定的是，钠离子电池在一些重要方面仍然落后于锂离子电池。钠离子电池的循环寿命较低(锂电池20004000次，锂电池40008000次)，单位体积内的包含的能量较低(磷酸铁锂为170190瓦时每公斤，120160瓦时每公斤)。

  根据分析，钠离子成本比磷酸铁锂便宜高达20%，随着该技术在一直在改进，以及其制造规模的扩大，钠离子成本将经一部降低。钠离子的另一个显著优点是安全性，钠电池不易发生热失控。未来，钠离子电池可能在电化学储能市场中占据慢慢的变大的份额。当前已有众多企业布局钠电，至少有6家企业将在2023年开始规模生产钠离子电池。

  电化学储能市场正处于爆发式发展阶段，现在不行动的玩家将会错过机会。市场上的赢家将是提前布局的企业。随着能源转型的加速，这些获胜者将在新市场中创造价值。

  中国电力网于1999年正式上线运行，是中国电力发展促进会主办的全国性电力行业门户网站。