财联社（厦门，记者 李子健）讯，近日，国轩高科（002074.SZ）所参股的北京丰台储能电站发生起火爆炸，储能行业再次被推上市场关注的焦点。事实上，虽然被指有着万亿级的市场空间，但由于仍存在安全性隐患，且盈利模式受限、实际应用单一，储能市场“玩家”的主动性仍然欠缺，发展速度低于预期。政策扶持与推动，恐怕是其兑现预期不可或缺的一环。相关分析则指出，由于供电侧发展储能经济效益不高，能提供储能解决方案的厂商或将占据主导地位，锂电厂商则将通过电池优势从中获益。

自主发展热情不高

据财联社记者了解，电力系统中的储能通常分为物理储能与化学储能两大类。其中，物理储能包括抽水蓄能、压缩空气储能、飞轮储能等；而化学储能主要包括各种电池储能方案，例如锂离子电池、铅酸电池、钠硫电池。

由于存在寿命长、能量密度高、环境适应性强等优点，锂离子电池是目前国内化学储能的主要应用方案。不过，其缺点亦显而易见，即价格仍然偏高，且存在一定安全隐患。据悉，北京丰台储能电站即部分采用国轩高科提供的磷酸铁锂电芯。

根据系统所处环节的不同，储能主要分为供电侧以及用户侧两大类，其中供电侧主要包括发电侧储能与电网侧储能，用户侧则可分为户用储能与工商业储能。削峰填谷是用户侧储能目前最典型应用场景之一，用户可以在电价较低的谷期利用储能装置存储电能，在电价高峰期使用存储好的电能。

川财证券相关研究报告指出，依据当前的储能系统建设成本，峰谷价差达到0.6元/KWh可实现经济性。但目前峰谷价差高于0.6元/KWh 的地区主要集中在北京、长三角和珠三角，仍有较多地区难以通过峰谷价差进行套利。

而在供应侧，因新增成本、补偿缺乏稳定性与可持续性，其积极性并不高，目前主要靠地方政策推动。据悉，风光新能源发电初步步入平价，而加装储能将新增电站成本7-15%。

另一方面，目前国内火电利用小时数呈现下滑，配置储能的必要性相对较弱。东北证券研报中表示，火电装机量由2010年 的7.10 亿千瓦增长至2020年的12.45亿千瓦，其利用小时数则从超过5000小时一路下滑至2020年的4216小时。

由于国内风光搭配储能还未平价，储能额外投资成本难以计入电价成本，使得供电侧对配套储能并不主动。某发电厂上市公司业内人士对财联社记者表示，由于设备成本尚未降下来，部分省份的政策支持亦不明朗，因此还没有实现供电侧平价，在此基础上，风光发电的成本本已较高，配置储能并不是一门划算的生意。

锂电巨头或成最大赢家

从整个电力系统的角度出发，储能被视为是能源转型过程中必不可少的环节。据光大证券测算，2030年储能投资市场空间将达1.3 万亿元。与此同时，据不完全统计，目前对新能源配套储能比例提出具体量化要求的省份已超过10个，大多数省份的储能配置比例在10%-20%之间。其中，出台全国首个储能补贴政策的青海，要求新建新能源项目储能容量原则上不低于项目装机量的10%，储能时长2小时以上。

但鉴于供电侧发展储能行业目前并未获得实惠，能提供储能解决方案的厂商或将占据主导地位。

储能系统的成本构成中，电池是储能系统最重要的组成部分，成本占比60%；其次是储能逆变器，占比 20%。由于上述两部分是价值量和壁垒双高的核心环节，国内主要厂商均以此作为切入点以掌握储能产业链话语权。

不少锂电厂已开始布局。国内锂电龙头宁德时代（300750.SZ）陆续与星云股份（300648.SZ）、科士达（002518.SZ）、易事特（300376.SZ）、国网综合能源等逆变器、能源服务企业成立合资公司，去年年底又入股电站建设承包商永福股份（300712.SZ），今年年初永福股份更与宁德时代“官宣”共同布局光伏、储能领域。

除此以外，国轩高科早于2016年9月进入电池储能领域，与电子十一院、北京福威斯、上海电气、国家电网、继远软件等公司/单位合作。去年10月，国轩高科副总裁黄章喜曾公开透露，公司计划2023年实现收入400亿元，其中储能业务超30%。

此外，比亚迪（002594.SZ）去年亦相继推出电网级储能产品、家用储能产品。

不过，无论是宁德时代还是比亚迪，均是通过合作、参股等方式入局，派能科技（688063.SH）则是国内为数不多的能提供一站式储能系统解决方案的上市公司，据IHS数据，2019年公司的家用储能系统出货量市场份额已达到 8%。