2022年，储能市场规模实现“大跨步”，行业热情被引爆。2023年以来，整个产业更是显得愈加躁动，在政策、产能、市场等各个维度全面发力，竞争也日趋白热化。
不过，盛景之下，亦有从业者表示“胆战心惊”。
“做了这么多年储能，我们越来越困惑了”。在谈及储能产业当前发展现状时，一位储能系统集成企业的高管发出如此感慨。
他表示，储能市场规模可能并没有预期乐观，当前这种高歌猛进的方式也让人忧心忡忡。同时，他还认为未来系统集成商会陷入很多官司诉讼，成为“刀尖上的舞者”.....
作为行业媒体，笔者近期在与多位业内资深人士的沟通中发现，大家无一例外地提到产业的火爆和内卷。所有从业者都希望在储能赛道淘金，但也被行业的滚滚洪流裹挟。
置身事内，从业者的亲身经历，最能生动而详细地呈现产业的真实状态。以下笔者将一位储能系统集成企业高管的从业经历、困惑与发展建议等观点，以自述的方式为大家讲述出来。（观点仅供参考，如有不同意见和建议，非常欢迎您发表在评论区。）
市场规模可能没有预期乐观
行业里动不动就说储能市场是万亿级，甚至前段时间我还看到有观点称未来一年可以增加80个GW，这一数据不知道是基于什么算出来的，各有各的角度。但我个人认为，储能市场规模不一定有预期的那么乐观，而且这种高歌猛进的方式肯定也是不合适的。
电化学储能本来就灵活性高，能够快速布局。当前这个阶段，某些地区对储能的需求并不大，那强配政策就是害人的做法。比如南网区域跟西北区、华东区不一样，如果政策硬要配10%甚至更多，但真的需要这么多配置容量吗？并且目前储能成本较高，此时配置只能是花高价配却利用率低，最终这些储能设备将会以最廉价的方式闲置在那里，成为真正的“烂资产”。
储能的需求是毋庸置疑的。众所周知，光伏有一个鸭子曲线，虽然国内未来新能源中光伏装机潜力最大，但鸭子曲线腹部一旦触底，晚上又面临新能源车充电高峰，无论是从电力系统的爬坡还是顶高峰，灵活性资源都是一大问题，所以储能的需求是肯定的。但在不同的地区，需求特点不一致。站在各个区域自己的角度，它的需求规模会根据当地的新能源结构、电源结构、以及外送包括联络性的支撑等各种因素而有所差异。
此外，新能源配储存在很大的风险，这个风险不在于投钱，而是未来的运维管理。很多新能源场站以及储能电站都无人职守，即使有人在，多数也是非专业人员。储能电站一旦出事故需要马上处理，否则会促进连锁反应。所以不是不用就不会出故障，用还要多花人工和风险。
所以我认为，新型储能电站一定要统筹布局，这个统筹不是虚的概念。西北抽蓄的潜力并不大，按照目前的规划，华中、华南、华北、华东抽蓄布了不少项目，在这些区域，未来电化学储能电站有可能真的不是主角，因为有这么多抽蓄，未来在变电站周边或者配套地建设一部分能够提升变电站的容量利用率、设备利用率，顶一下峰，我认为就足够了。
在广东、华东地带，很多投资商备了GWh的电化学储能电站，我当然希望越大越好，这给设备厂商提供了越来越多的机会，但这种投资真的有必要吗？我挺疑惑的。
政策存在诸多漏洞亟待完善
提起储能政策，我感到更疑惑了，并且还想吐槽一下。之前新疆的政策，储能调峰，充电是补贴5毛多，放电补贴2毛。如果是这样，那我在新疆投一个储能项目，仅仅是逐利的情况下，我会干这样一件事：不仅装储能，还会配一个电机循环抽水，没水就循环抽，给我5毛钱一度，去耗电就行了。但这种调峰根本没有意义，因为关注点不是绿电的使用，只是在顶峰调负荷。这反映出来的是，有些地方在政策制定方面还存在很多漏洞，这些漏洞可能也决定了在投资储能时，大家的出发点和思路不一样。
另外我还想吐槽一下国内独立储能的政策。有的地方比如电网甚至综合能源公司投的项目，是有容量电价的，但社会资本投的没有，这涉及到公平性。所以目前为止，储能最缺的是相对市场化的机制。
再谈谈现在每个省出的各种补贴政策，我认为没什么实际作用。为什么这么悲观？因为干光伏的都知道，光伏每一年光照量多少，发电量多少，能算出数。但第三方装了储能，解决不了调用的问题，甚至也不可能保证调用多少次，政策的可落地执行性比较差。
据我所知，中国第三方投独立储能电站的，目前为止，没有一个地方有盈利模式。只有广东前两年的调频还可以，但每兆瓦的价格已经降到3.5元了，如今这样的机制，开根号，K值越高性能越好，应该获得更多收益，结果不断给你开根号。试想一下，再大的数，开三四次根号最后就接近于1。
这把广东省政策前一批投资商害惨了，前面投的这么高收益，一窝蜂涌进来，结果火电厂它要分成，并且一看收益高，分成比例也高，甚至有些企业50%给到电厂。如今政策下来以后，不仅要赔付补偿分摊费用，还要给电厂高额分摊，投资商最后一肚子苦水。
所以从政策角度来讲，无论是各区域提的政策，还是补贴等等，我个人都不太关注，因为很多政策建立到执行过程中的偏差无法把控。投资商要么要有很强大的心理承受能力和支撑能力，否则只能认命。
电网应该充当什么角色？
建设新型电力系统，责任都在新能源和客户吗？电网是不是也应该适当地，自己投的项目，可以给容量电价去消化？调控、安全性的问题，是不是还要像以前那样，把责任和义务强加给原来的传统火电，承担了调频调峰责任。
我认为，电网得与时俱进，加入到新型电力系统的储能建设里来。其实储能装在电网端最好，从规划角度来讲，肯定只是研究了广东电网的结构需求，才发了上述文件。但发布以后，未来储能会走向什么阶段呢？我的观点不一定对，但极有这种可能性。早期在新能源站要配套SVG，各公司也要配20%-30%的容量，由企业自己去投资。后续到了一定程度，电网就把调控权拉上去了，要搞区域化电网调控管理。我相信储能如果真正要解决电网的问题，最终也会走到这一步。现在无论是新能源的配储还是独储，也别完全用经济投资效益去算帐，未来无论是配储还是独储，这些东西聚合起来以后，电网的调控管理一定是未来的一个趋势。现在新能源电量才占到百分之十几，未来如果真的占到30%-40%的时候，电网肯定着急，届时肯定会把各地方配的储能资源纳入到调控管理。
纳入管理之后问题就来了，现在是基于补贴，自己算的模型，结果使用的时候这个策略不在自己手里，电网调控肯定是按照它的想法规律和要求调控的，这时候跟策略脱节了，谁来保证收益？从另外一个角度来讲，储能未来要保供应、保安全，电网如果不建，不持有，全靠社会投，那社会资本投的储能为什么一定要让电网去调控？所以未来可能会把一些本来很有价值、很有用的资源离散化，这种离散化程度可能会对电网整体管理不利。
我个人评估，到了一定程度，电网一定会把储能的使用权拿过去，当然这是电网配套的问题，是租赁还是辅助服务的方式，还有待多方探讨。
未来系统集成商是“刀尖上的舞者”
回到我所从事的储能系统集成领域，我觉得未来我们这些搞系统集成的会陷入到很多官司诉讼的问题中。
这些问题来自于电池。我最近拿到一些电池厂家的参数，如果按照100%的放电程度，一天一次，一年365次，寿命次数只有2000次左右。如果按照90%的放电深度，一天两次，大概寿命次数只有3500次左右，这还是单电芯，标准温度25°±2°。而关键是，此前电池厂家已经越过集成商跟客户吹了6000次、8000次、10000次、12000次......客户已经信了！
但合同是集成商和客户签，后续项目的实际循环寿命达不到，只能找集成商，而我们责任往上找电池厂家的话，人家告诉我们要求是25°，超过要求，概不负责！所以未来集成商是刀尖上的舞者！
另外，还面临的情况是，我们会被电池厂商一年一更的所谓的技术创新把前面的问题掩盖掉，一款新品应用到项目，需要一定时间去验证和发现问题以便更好的改进和更新，但现在电池厂商每年都推出新品，之前的产品还没有得到论证，新的产品就出来将其覆盖了。所以集成商要做对行业、对客户负责任的企业，但也确实背负了一些可能背负不了的责任。有些技术慢一点没关系，但要做稳定、做可靠、做扎实。
最后，储能行业上到顶层，下到底层的问题还有很多，希望所有相关参与者、决策者、管理者重视和深思。我们这种企业都是在底层做项目的，真的要对客户负责的话，有些问题该说还是要说，只有这些问题真正解决了，储能行业才会健康可持续发展。
