2024年新型储能产业发展趋势和特点

  竞争

  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。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。

  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。

  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，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。这是受多种因素影响，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。

  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。

  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。

  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。

  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。

  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。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。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。

  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。

  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。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。

  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。