新型储能的四个“关键词”

新型储能作为新型电力系统建设、能源绿色低碳转型的重要装备基础和关键支撑技术，在政策支持、技术进步和成本下降等多重因素推动下，正驶入发展快车道。

《中国能源报》记者了解到，据中关村储能产业技术联盟统计的数据，截至2023年12月底，中国已投运新型储能累计装机规模达34.5吉瓦/74.5吉瓦时，功率和能量规模同比增长均超150%。其中，2023年新增投运新型储能装机规模达21.5吉瓦/46.6吉瓦时，三倍于2022年新增投运规模水平。连续3年单年新增装机超过累计装机规模。

业内预计，2024年新型储能产业将延续高速发展态势，全年新增装机规模有望超35吉瓦时。

在可预期的高速增长下，2024年新型储能产业将呈现出哪些发展趋势和特点？本文试图通过4个关键词来概括之。

关键词一：竞争

竞争，是新型储能从业者2023年的最突出感受。

“2023年，电池级碳酸锂价格持续跌势，价格区间 9.6万/吨—51万元/吨，均价22.65万元/吨，同比下降53%，年终均价跌破10万元/吨，与最高 60万元/吨时相比，价格降幅超过80%。上游原材料与下游储能系统价格联动，相比年初，年终电芯价格腰斩。”在近日召开的2024中国储能 CEO 大会上，中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬分享了一组数据，2023年国内储能系统中标规模达65.7吉瓦时，同比增长383%，共200多家企业摘得标的。储能系统中标均价持续下行，至2023年12月跌至0.79元/瓦时，与年初相比几乎腰斩，并出现低于0.6元/瓦时的报价，创行业新低。

新型储能的降本速度和发展速度一样远超业内预期。国家发改委、国家能源局2022年3月印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》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，储能系统成本降低30%以上。这也就是说，不到两年，新型储能已提前完成“十四五”降本目标。

“2023年储能系统框采/集采集中度高，前十大采购单位规模占总规模的90%，以‘五大六小、两网、两建’为主。”岳芬指出，2023年，中国企业在全球市场储能电池（不含基站/数据中心备电类电池）出货量预估为185吉瓦时，不及年初预期。“受多种因素影响，行业平均产能利用率仅50%左右，下半年出货出现放缓。随着产能高速扩张、行业竞争加剧，缺乏资金以及技术积累不足的企业将面临生存压力。”

竞争如此激烈，原因是发电侧强制配储造成储能调用率低，加之价格持续下探，叠加行业资本大幅涌入，以及上游原材料价格快速下降等诸多因素叠加造成的结果。”在日前召开的高工储能年会上，天合储能总裁孙伟表示。

关键词二：创新

尽管面临重重挑战，新型储能从业者仍对未来充满信心。

孙伟表示，到2030年，储能出货量将有10倍增长空间，市场确定性增长显而易见，这给从业者巨大信心，现有困难只是暂时的。“跟动力电池相比，电化学储能市场还没有形成一家独大或绝对的龙头企业，中小企业还有很多发展机会。”

思客琦董事长付文辉同样认为，储能行业的确定性趋势是——新型储能正从试点示范逐步走向工程化、规模化、系统化和产业化，迎来快速发展的黄金期。

新型储能如何突破当下的困局？在科华数能常务副总裁崔剑看来，突破行业内卷、提升竞争力的根本方式是持续的技术创新。“从业者应对储能技术专业且有足够的敬畏，不断完善自身技术水平，坚持长期主义，持续修炼内功，进行自主核心技术研发和技术经验积累，将产品与解决方案同用户需求、痛点结合，挖掘储能多元化技术和多场景应用。”

储能市场新一轮拉力赛已然开启，大容量、长寿命、低成本电芯成为各家企业竞相研发的重点。其中，电芯单体容量在当前280Ah主流基础上快速迭代，300Ah、560Ah、700Ah、1130Ah储能电芯设计层出不穷。同时，基于大容量电芯，储能电池舱单舱电量实现提升，宁德时代、阳光电源、天合储能等头部企业均推出20尺5兆瓦时集装箱储能系统。

关键词三：破题

从下游应用来看，建而不用问题突出，如何破题成为关键。

中国工程院院士饶宏指出，目前全国已有28个省（区、市）出台10%—20%新能源配储政策，新能源配储占电源侧储能比重超过80%。但从实际运行数据看，新能源配储平均利用率低。

中电联此前发布的《2023年上半年度电化学储能电站行业统计数据》显示，2023年上半年，我国电化学储能电站日均运行4.17小时，仅达到电站设计利用小时数的34%。

“总体来看，新型储能还是存在利用率不高、建而不用的问题。独立、共享储能成为近两年市场快速发展的方向，备案项目超过百吉瓦时，但同样出现项目备而不建问题。” 永泰数能副总裁江卫良指出，备而不建、建而不用问题的核心在于市场机制不完善，储能盈利模式不清晰。

问题不止于此。“目前，储能规划总体较粗放。”饶宏举例称，各地储能按照不同比例计入电力平衡，平衡系数缺乏明确标准。比如，有的省电源侧储能按20%的装机规模计入大方式电力平衡，负荷侧储能不计入电力平衡；有的省按装机规模50%参与电力平衡，还有的省明确2030年前后按10%和30%计入电力平衡。“如何配建储能，还缺乏明确的规划方法和指导标准。”

“调研几十个储能电站之后，我们得到的结论是三个难——选好设备难、建好储能难、用好电站也难。”中国大唐集团科学技术研究总院新型储能研发平台研发总监李同辉坦言，储能项目在规划设计、设备选型、调试方面都存在诸多不足之处，招标时都承诺的非常好，但具体实施与预承诺差距较大，运维故障不断，系统一致性、额定容量、可用率很难达到预期，导致项目实际能调用容量或可用率很低。

关键词四：盈利

在构建以新能源为主体的新型电力系统中，新型储能不仅要建得好，更要用得好。

“再好的产品，最终都要通过应用来发挥价值，这样才能形成良好的回报机制，产业才能持续良性发展。”在广东新型储能国家研究院有限公司联席总裁陈建福看来，大型储能集成系统普遍存在多机并联控制复杂、电池侧控制颗粒度低、电网支撑功能欠缺问题。要研究挖掘储能应用场景，解析各场景对储能的应用需求。凝练各场景对不同储能技术、系统指标的精准化、差异化要求。同时研究兼顾储能规划—调度—交易方面的储能调控技术提升方法，建立适配储能高效运营的商业机制。

中国能源研究会理事长史玉波指出，随着电改持续深入，建立以新型储能参与、能够充分合理体现其多元价值的市场机制，是储能实现商业化发展的关键。“要建立全流程的标准管理体系，树立高质量发展准入门槛，并对储能项目建设进行科学引导，建立项目库准入和退出机制，避免资源浪费和恶性竞争。”

储能需求将推动政策和市场规则不断完善。2023年9月，国家发改委、能源局印发我国首个电力现货市场基本规则——《电力现货市场基本规则（试行）》，明确储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易。随着电力市场的加快推进和峰谷价差拉大, 储能可以作为主体参与到电力现货市场、辅助服务市场，通过参与交易获得收益。从已公布的1月电网代购电价看，现有19个地区的最大峰谷价差超过0.7元/kWh，广东、江苏和湖北峰谷价差最大，分别达到1.3053元/kWh、1.1414元/kWh和1.0693元/kWh。可见，新型储能收益正在逐渐打开。