春节假期后，储能领域动态不断。

2月18日，浙江省发布2024年储能目标，拟新增新型储能150万千瓦；广东省政府也在2024年政府工作报告中发布“20条”，进一步推动新型储能产业发展，争取到2025年，全省新型储能产业营业收入达到6000亿元，年均增长50%以上，装机规模达到3GW，到2027年，全省新型储能产业营业收入达到1万亿元，装机规模达到4GW。

政策利好频出，为在2023年经历了产能过剩与价格战的储能行业再次燃起希望。在“双碳”目标下，风电光伏装机量不断创新高。同时，风光发电的不稳定性又给新能源消纳带来挑战，产能过剩、盈利困境、产品同质化、安全性等多个行业难题仍待解，2024年的储能行业该如何突围？

储能行业的跌宕之年

储能的三个场景是电源侧储能、电网侧储能和用户侧储能。目前，我国正构建以抽水储能为主、新型储能为辅的电力储能体系。而新型储能中，锂离子电池储能占据主导地位，占比超过97%，集成规模向吉瓦级发展。随着光能、风能装机占比屡创新高，发电侧与用电侧的匹配矛盾日益凸显，尤其是锂电为主的2小时短时储能局限性暴露，4小时以上的长时储能亟待突破。

以电源侧配储为例，由于受到配储容量与时长限制，电源侧企业本身的电力消纳作用较为有限，主要是为了满足新能源项目建设的审批要求，而较少考虑后续储能的实际运行，因此建设过程中会倾向选择更低成本的解决方案，如在部分时段弃电等。

展望今年储能市场的发展，万创投行研究院院长段志强在接受记者采访时表示，2024的储能行业注定会跌宕起伏，背后原因主要有以下几个方面：

首先，供应链价格波动，产能过剩问题突出，低价竞争恶性循环持续。

近两年，受电池原材料碳酸锂价格暴涨影响，储能产业一路高歌，上下游企业大幅增加产能。据行业不完全统计，自2023年起，储能厂商已公布扩产计划近70项，总投资逾4700亿元，规划储能电池及系统总计扩产产能超900GW/h。

一味地涌入与扩产让整个行业迅速陷入过剩局面。国家发改委、能源局在2021年发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》指出，到2025年，新型储能装机规模达30GW以上。而截至2023年年底，我国已投运新型储能累计装机达34.5GW，意味着我国新型储能已提前两年完成了目标任务。

其次，投资收益模型不确定，陷入盈利困境，投资热情受阻挠。

光伏电站建设作为长周期产业，配置储能项目初始投资成本会明显增加，新能源企业往往倾向于选择初始成本较低的储能产品。储能企业竞标时，一度出现“低价者得”的现象。而对于光伏、风电企业来说，配储意味着投资增加、收益率下降，“不配储”矛盾就此产生。

据了解，一座光伏电站配建装机量20%、时长2小时的储能项目，其初始投资将增加8%—10%；而风电场配建同样容量的储能项目，其初始投资成本将增加15%—20%，而这一成本主要由发电侧承担。与高昂的配置成本相悖，储能电站利用率偏低。中国电力企业联合会发布的《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%。

中国科学院科技成果转化母基金研究主任邵元军在接受记者采访时表示，成本高企叠加下游应用弱，已成为储能行业面临的一大难题。目前大型光伏电站需要获得0.26-0.3元/度的上网电价，才能覆盖建设成本。但是很多地区已经无法实现，例如青海省的上网电价仅有0.2277元/度，甘肃省要求新能源中长期价格控制在8.8-13.3分之间，山东省在去年五一期间还出现了负电价。

针对盈利难题，段志强解释道，“理论上来说，配置储能项目都会延长投资回收期，因为它并不能创造额外的经济收益，主要作用是减少弃光弃风。”段志强指出，目前电源侧储能问题颇多，电站投入大，成本由谁承担？有人建议由用户侧储能场景来承担，但其中存在一个矛盾焦点——储能经济模型有误。例如，如何控制成本方面没有考虑不配置储能的弃光行为、电池残值计算有误；对电池回收再利用、用户侧的电芯寿命等因素的忽视，也令成本预估不准确，导致储能产品和储能场景不匹配问题突出。

再者，跨界者参次不齐，储能企业鱼龙混杂，洗牌在所难免。

产能过剩问题挡不住资本和新玩家的疯狂涌入。尤其是新能源企业纷纷把储能当作第二条增长曲线的背景下，头部光伏厂商与动力电池企业大举进入储能领域，其中不乏跨界者。天眼查数据显示，2023年新成立的储能相关企业多达7.2万家，是2022年的1.8倍。更有媒体报道称，目前中国有近10.9万家储能公司。

对此，邵元军指出，伴随各路玩家的涌入，储能市场鱼龙混杂，储能技术雷同、产品质量同质化、劣币驱逐良币等风险频发。据行业机构预测，在央国企储能子公司陆续入局，及具备核心零部件供应能力的集成企业竞争下，预计50%以上的储能系统企业将被淘汰出局。

此外，储能行业过分依赖政策驱动的同时，安全问题待解。

据不完全统计，2011-2021年，全球共发生32起储能电站起火爆炸事故。其中，25起事故储能电站采用的是三元锂离子电池，21起事故起火爆炸时段发生在充电中或充电后休止中。2022年以来，我国储能行业出现多起安全事故，行业发展仍未形成统一的安全标准和公认的解决方案。

谁能成为业内王者

发展难题虽多，但考虑到新能源整体装机量还在攀升，未来持续配置储能项目依然必要。

市场到底需要怎样的储能企业？谁能在淘汰赛中存活下来？段志强在采访中表示，要想成为储能行业的旗手企业，至少应具备五个特点：

第一，要拥有核心技术，能够提供质量过硬、安全、长寿命且具有性价比的产品；

第二，要有较好的供应链管理能力，为企业带来更好的降本效应；

第三，要有较好的获客及拓客渠道；

第四，能够持续满足客户的需求，针对海内外市场中的不同用户场景提供相应产品；

第五，需要有足够的融资能力。在储能产业链中，上游电池厂商比较强势，下游企业周期较长，企业抗压、偿债等经营风险较大。

记者了解到，部分头部企业正持续扩大市场份额、提升品牌影响力。比如，2023年9月，埃克森新能源在珠海投资100亿元的储能电池项目开工；10月，平煤神马集团等企业投资100亿建设的储能及动力电池项目开工；11月，江苏恒安储能科技在宿迁投资100亿元的储能电池项目开工；12月，海辰储能投资130亿的储能锂电池项目开工……与此同时，部分电力央企作为储能产业下游业主，正逐步向上游延伸，通过集团下设子公司，或者与宁德时代、海博思创、中科海钠等储能头部企业成立合资公司，布局储能系统集成、储能电池等业务。

未来还需多种储能方式齐头并进

多位采访者认为，储能产业肯定会越来越卷，政策面尚有发力空间。国家发展改革委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》提出，到2025年实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变；到2030年实现新型储能全面市场化发展。要想兼顾电力保供和新能源发电消纳需求，新型储能市场空间依然巨大。

在各类新型储能中，电化学储能是发展相对成熟、目前商业应用最多的一类。其中，锂离子电池技术虽因成本大幅下降、高能量密度而受热捧，但也存在安全性不足、储能时长不够、回收利用难等问题。

关于如何实现长周期储能技术？段志强表示，“锂电并不是唯一的储能方式，目前锂离子电池、压缩空气、液流电池、钠离子电池和飞轮等新型储能技术的经济性仍弱于抽水蓄能技术，未来一定是根据用户场景匹配合适的产品。” 多样化的储能技术，在提升电力系统灵活性、促进新能源消纳、保障电网安全等方面具有显著优势。

事实上，更多新型储能技术已得到关注。以铅碳储能为例，铅炭电池的国内原料储量充足，产业基础扎实，不存在被卡脖子的问题。据了解，目前的铅炭电池建造成本在0.35-1元/Wh左右，相较于锂离子电池0.8-2元/Wh的成本而言具有较大的经济性优势。其中，铅板还可以实现100%回收，有效完成降本与长期循环利用。

此外，目前商业化程度、技术成熟度最高的液流电池是全钒液流电池，其充放电循环寿命可达2万次以上，日历寿命超过15年（一般可达20年以上），是各类二次电池里寿命最长的。

原标题：新型储能的2024突围之战