据能源圈了解到，11月初，工信部发布了《新型储能制造业高质量发展行动方案（征求意见稿）》（下称《行动方案》），并公开征求意见。其中提到，要实施示范应用场景拓展行动，一方面推进电源和电网侧储能应用，另一方面拓展用户侧储能多元应用。

近日，记者实地探访位于山东肥城石横镇的天合光能150MW农渔光互补项目，该项目配套建设天合储能肥城二期储能电站，是典型的电源侧光储融合应用案例。

目前，国内多地出台了光伏新能源项目强制配储政策，部分地区还给予补贴。在交流中，业内人士普遍向记者反馈，国内光储项目在盈利性上还面临挑战，也正因此，业主方在招标时会更多考虑增配储能的成本因素，进而引发储能厂商压价格、内卷等情况；受访人士认为，要破解这一难题，应着重在拓展下游光储应用场景方面想办法，给用户提供更多价值。

提高光伏电站利用率

在探访中，记者了解到，山东肥城石横镇天合光能150MW农渔光互补项目所在地原本是一片采煤塌陷区，通过挖掘统筹该地区的可利用资源，搭建起了农光“棚下种植、棚上光伏”、渔光“水下渔业养殖、水面光伏电站”的新模式。

值得一提的是，该项目全部采用天合光能至尊670W系列组件，能够有效降低度电成本，保障项目方的投资收益。

在项目不远处，还配套建设了天合储能肥城二期储能电站。二期配备Elementa金刚系列液冷储能系统，且电芯、电池舱到PCS（储能变流器）均由天合全栈自研设备，将电池簇、BMS、直流汇流柜、液冷机、消防等辅助系统集成在一台20尺集装箱中。此外，项目采用智能AI电芯预警系统、Pack级消防、系统级水消防，助力系统安全可靠运转。

天合光能储能市场营销负责人王森告诉记者，电芯和PCS是储能项目重要的两个部件，在这两个部件上天合均具备了自研能力。

那么，相比普通光伏电站，光储电站的优势是什么？以天合光能肥城光储项目为例，作为农光+渔光一体场景化配套储能项目，储能电站与光伏电站的深度融合，充分利用储能电站削峰填谷的功能，有效缓解光伏电站弃光问题，提高光伏电站利用率。

与此同时，天合储能电站随时响应电网调度需求，为电网提供调频等辅助支持，保障电网的稳定性。通过数据的打通，天合光能利用能源管理云平台进行及时的统一调度和智慧管控，实现电力智慧分配，使光伏发电与储能充放电实现最佳匹配，不仅提升新能源利用率，同时保障关键用电负荷的电力供应稳定性。

记者注意到，近年来，不少一线光伏厂商开始开拓储能产品赛道，发展光储融合业务。上述项目的特殊性在于组件和储能产品均由同一家厂商供货，这样可以使项目整体效率得到很大提升，“虽然是光伏、储能两个项目，但对于客户而言，只要对接同一个团队，同样的售前、售中、售后服务人员，减少业主在项目设计和后续商务谈判时的沟通成本。”王森还提到，天合从去年开始推广新一代光储系统，目前正在积极探索产品联合质保。

除了打造一体化产品之外，天合从整体电站的设计、建设到运维管理，提供一体化的智能解决方案。尤其是在电站建设方面，天合通过全球工程技术服务中心提供多样化解决方案，让储能系统全生命周期安全无忧。同时，天合也构建了覆盖售前、售中、售后的全生命周期服务能力，并建设“闭环式”属地化服务支持方案，确保快速响应和高效解决客户问题。

同时，为了全面赋能多元化光储场景，天合储能提出了光储融合系统化解决方案思维，赋能光储融合项目成功实施与安全稳定运行。天合光能通过技术持续创新提升产品转换效率、可靠性，降低生产及实施成本，并通过解决方案创新解决场景问题，扩大新能源应用规模。

示范项目投资热情高

据不完全统计，目前，国内共有近40个地方出台政策明确光伏配置储能具体要求。多数地区要求光伏电站配储规模在装机容量的5%—30%之间，配置时间多以2—4小时为主，少部分地区为1小时。此外，国内多地也提出了分布式光伏配储具体要求。

光储电站有助于提高光伏利用率，但由于多投入了成本，业内更关心光储电站的收益情况。

以上述位于石横镇的光储电站项目为例，项目业主方是国家能源集团旗下的国电电力，由于山东新能源项目配置储能的比例越高，新能源指标批得越早，上网速度就越快，上述项目中的储能电站可以保证新能源电站早日并网。

记者了解到，目前，储能电站获取收益的主要途径是参与电网调峰调频以及对外租赁等。一位不愿具名的行业专家在接受记者采访时坦言，目前，国内的独立储能系统还面临很多挑战。“以前期经济性测算为例，测算模型很大基础上依赖于明确的电力市场交易制度，需要基于市场公平竞争原则对储能做调度，从而对储能进行定价，才能够在经济性上实现盈利。”

在这位专家看来，虽然国内电力市场化交易呼吁了很多年，但由于电网天然具有垄断性，电力市场化交易相较海外成熟市场还有很长一段路要走。根据他的判断，如果以欧洲、美国加州等相对成熟的电力市场为参照，从制定相应交易政策基础到整个市场把经济性跑通是需要时间的。例如，美国加州在2014年就开始考虑相关政策的适配性，距今已经十年时间。

当然，市场上也有乐观的声音。另外一位行业分析师就向记者表示，新出台的政策已经在引导中国电力市场向市场化交易转型；在这种情况下，由于独立储能项目的盈利还面临挑战，把光储项目打包在一起考虑经济性是当前现实博弈的结果，也是契合当前市场的光储产业发展方案。

在经济性还面临一定挑战的背景下，哪些客户或国内哪些地区发展光储融合项目的意愿更高？据上述分析师观察，在经济性还面临一定挑战的背景下，光储融合解决方案要基于场景来探讨其价值，由于下游用户侧应用场景更加多元，近年以来，伴随设备成本下降，客户建设光储融合项目的意愿显著加强，特别是在用户侧的光储充电站，零碳工厂以及矿区微网等场景。另外，地方能源国企在建设光储示范项目上的意愿也十分强烈。

由此可见，光储融合的规模化发展还应找准潜力大的下游创新应用领域，继而实现一定社会效益或经济效益。据天合光能方面介绍，公司未来将在以下场景重点发力：一是相对偏远地区的微网型光储项目；二是挖掘“光储氢氨醇”产业化潜力；三是绿色算力领域，由于AI大模型广泛推进，光储融合未来在超级算力中心、虚拟电厂方面将有更多可能性。

记者注意到，上述《行动方案》也着重提到用户侧储能多元应用。其中包括，面向数据中心、智算中心等对供电可靠性、电能质量要求高和用电量大的用户，推动配置新型储能。支持具备条件的工业企业、园区建设工业绿色微电网；依托“光储充换检”综合性充换电站建设，充分发挥新型储能在车网互动等新模式中的支撑作用；鼓励构建微型离网储能系统。

行业门槛趋严

当前，储能产品价格一降再降，与光伏面临类似的内卷情形。记者了解到的数据显示，一些头部厂商质保年限为15年的储能产品价格已降至0.6元/Wh，也有一些二三线储能集成商通过缩短质保年限或是更换不同品牌电芯等方式进一步压降储能价格。

“造成储能行业内卷、产品价格战的主要原因还是盈利模式单一以及产品同质化。”上述不愿具名的行业专家向记者表示，虽然任何产品的产业化之路都会出现价格不断降低的现象，但光储项目面临的经济性挑战，导致电源侧和电网侧储能在前期投资过程中更关注如何去降低投资成本，要不断把系统成本往下压。

而在上述行业分析师看来，如果各家供应商只提供同质化、标准化的产品方案，内卷在很长一段时间内都会存在，而且目前储能的内卷主要在国内，照此势头，内卷也会蔓延到海外市场，“如果大家提供的产品都一样，站在业主角度考虑，为什么不选择更便宜的？”

记者了解到，海外储能市场也面临不同的发展情况。其中，欧洲和北美的情况比较接近，而中东、非洲等发展环境有明显差异。在南非市场，已经出现了由于白热化低价竞争带来的产品质量风险，产品售后周期也从最早的5年降到3年、1年甚至没有质保，导致产品存在安全性和可靠性风险。

那么，如何破除光储内卷？王森认为，国内光储融合项目面临的经济性挑战必定要通过更多元化的解决方案、应用场景来解决。“我们希望能够把下游光储融合场景的经济价值跑通，基于这一前提，业主对前期光储项目投入的成本也会有更高的接受度。”

因此，以天合光能为例，目前的思路是在光储下游应用场景和价值上做加法，并提供差异化解决方案。“天合也在参与一些示范项目，例如，微网项目、绿电制氢项目以及积极探索基于光储氢制氨制醇的解决方案。”

当然，储能产品的价格战在国内可能还会继续存在一段时间。在上述行业专家看来，低价竞争可能会带来一些质量问题，但两者并不是完全划等号的，还要考虑到产业链供应链进步的因素，特别是在过去两年，在市场发展推动下，整个储能供应链的成熟度在逐渐加强。无论是集中式还是分布式客户，都已经开始关注设备企业的经营风险，越来越多客户偏向选择大品牌设备厂商。

记者注意到，部分央国企已经在着手修改储能招标规则，成为遏制低价内卷的重要一环。在储能项目集采时，一些业主方对投标方的注册资本有要求，例如，注册资本不低于5亿元，而且必须是实缴，不能是认缴；部分业主方对投标方的业绩也有要求，如近三年累积出货量不低于5GWh等。这样通过业绩和资质门槛就把一些小的厂家排除在外。

据上述行业专家介绍，业主方对投标方的自研能力也有要求，大型央企储能项目招标时往往要求PCS、BMS、EMS和电池四个核心部件不能全部是投标方外采的，必须有两项或者三项是投标方自研，对企业研发实力有一定要求。

“未来的行业门槛主要体现在资质这一块，今年内蒙古能源集团储能集采时就对投标方提出了业绩要求。”在王森看来，储能电站和光伏电站一样，需要站在全生命周期角度考虑售后服务，随着行业竞争进入白热化，越来越多的小型企业面临经营风险。“央国企这样做的目的就是选出行业中排名靠前的厂家作为供应商，确保服务质量，而不能只靠单一价格因素，而且这种趋势在央国企集采中正在扩大。”