春節假期后，儲能領域動態不斷。

　　2月18日，浙江省發布2024年儲能目標，擬新增新型儲能150萬千瓦；廣東省政府也在2024年政府工作報告中發布“20條”，進一步推動新型儲能產業發展，爭取到2025年，全省新型儲能產業營業收入達到6000億元，年均增長50%以上，裝機規模達到3GW，到2027年，全省新型儲能產業營業收入達到1萬億元，裝機規模達到4GW。

　　政策利好頻出，為在2023年經歷了產能過剩與價格戰的儲能行業再次燃起希望。在“雙碳”目標下，風電光伏裝機量不斷創新高。同時，風光發電的不穩定性又給新能源消納帶來挑戰，產能過剩、盈利困境、產品同質化、安全性等多個行業難題仍待解，2024年的儲能行業該如何突圍？

儲能行業的跌宕之年

　　儲能的三個場景是電源側儲能、電網側儲能和用戶側儲能。目前，我國正構建以抽水儲能為主、新型儲能為輔的電力儲能體系。而新型儲能中，鋰離子電池儲能占據主導地位，占比超過97%，集成規模向吉瓦級發展。隨著光能、風能裝機占比屢創新高，發電側與用電側的匹配矛盾日益凸顯，尤其是鋰電為主的2小時短時儲能局限性暴露，4小時以上的長時儲能亟待突破。

　　以電源側配儲為例，由于受到配儲容量與時長限制，電源側企業本身的電力消納作用較為有限，主要是為了滿足新能源項目建設的審批要求，而較少考慮后續儲能的實際運行，因此建設過程中會傾向選擇更低成本的解決方案，如在部分時段棄電等。

　　展望今年儲能市場的發展，萬創投行研究院院長段志強在接受《國際金融報》記者采訪時表示，2024的儲能行業注定會跌宕起伏，背后原因主要有以下幾個方面：

　　首先，供應鏈價格波動，產能過剩問題突出，低價競爭惡性循環持續。

　　近兩年，受電池原材料碳酸鋰價格暴漲影響，儲能產業一路高歌，上下游企業大幅增加產能。據行業不完全統計，自2023年起，儲能廠商已公布擴產計劃近70項，總投資逾4700億元，規劃儲能電池及系統總計擴產產能超900GW/h。

　　一味地涌入與擴產讓整個行業迅速陷入過剩局面。國家發改委、能源局在2021年發布的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》指出，到2025年，新型儲能裝機規模達30GW以上。而截至2023年年底，我國已投運新型儲能累計裝機達34.5GW，意味著我國新型儲能已提前兩年完成了目標任務。

　　其次，投資收益模型不確定，陷入盈利困境，投資熱情受阻撓。

　　光伏電站建設作為長周期產業，配置儲能項目初始投資成本會明顯增加，新能源企業往往傾向于選擇初始成本較低的儲能產品。儲能企業競標時，一度出現“低價者得”的現象。而對于光伏、風電企業來說，配儲意味著投資增加、收益率下降，“不配儲”矛盾就此產生。

　　據了解，一座光伏電站配建裝機量20%、時長2小時的儲能項目，其初始投資將增加8%—10%；而風電場配建同樣容量的儲能項目，其初始投資成本將增加15%—20%，而這一成本主要由發電側承擔。與高昂的配置成本相悖，儲能電站利用率偏低。中國電力企業聯合會發布的《2023年上半年度電化學儲能電站行業統計數據》顯示，2023年上半年，我國電化學儲能電站日均運行4.17小時，僅達到電站設計利用小時數的34%。

　　中國科學院科技成果轉化母基金研究主任邵元軍在接受《國際金融報》記者采訪時表示，成本高企疊加下游應用弱，已成為儲能行業面臨的一大難題。目前大型光伏電站需要獲得0.26-0.3元/度的上網電價，才能覆蓋建設成本。但是很多地區已經無法實現，例如青海省的上網電價僅有0.2277元/度，甘肅省要求新能源中長期價格控制在8.8-13.3分之間，山東省在去年五一期間還出現了負電價。

　　針對盈利難題，段志強解釋道，“理論上來說，配置儲能項目都會延長投資回收期，因為它并不能創造額外的經濟收益，主要作用是減少棄光棄風。”段志強指出，目前電源側儲能問題頗多，電站投入大，成本由誰承擔？有人建議由用戶側儲能場景來承擔，但其中存在一個矛盾焦點——儲能經濟模型有誤。例如，如何控制成本方面沒有考慮不配置儲能的棄光行為、電池殘值計算有誤；對電池回收再利用、用戶側的電芯壽命等因素的忽視，也令成本預估不準確，導致儲能產品和儲能場景不匹配問題突出。

　　再者，跨界者參次不齊，儲能企業魚龍混雜，洗牌在所難免。

　　產能過剩問題擋不住資本和新玩家的瘋狂涌入。尤其是新能源企業紛紛把儲能當作第二條增長曲線的背景下，頭部光伏廠商與動力電池企業大舉進入儲能領域，其中不乏跨界者。天眼查數據顯示，2023年新成立的儲能相關企業多達7.2萬家，是2022年的1.8倍。更有媒體報道稱，目前中國有近10.9萬家儲能公司。

　　對此，邵元軍指出，伴隨各路玩家的涌入，儲能市場魚龍混雜，儲能技術雷同、產品質量同質化、劣幣驅逐良幣等風險頻發。據行業機構預測，在央國企儲能子公司陸續入局，及具備核心零部件供應能力的集成企業競爭下，預計50%以上的儲能系統企業將被淘汰出局。

　　此外，儲能行業過分依賴政策驅動的同時，安全問題待解。

　　據不完全統計，2011-2021年，全球共發生32起儲能電站起火爆炸事故。其中，25起事故儲能電站采用的是三元鋰離子電池，21起事故起火爆炸時段發生在充電中或充電后休止中。2022年以來，我國儲能行業出現多起安全事故，行業發展仍未形成統一的安全標準和公認的解決方案。

誰能成為業內王者

　　發展難題雖多，但考慮到新能源整體裝機量還在攀升，未來持續配置儲能項目依然必要。

　　市場到底需要怎樣的儲能企業？誰能在淘汰賽中存活下來？段志強在采訪中表示，要想成為儲能行業的旗手企業，至少應具備五個特點：

　　第一，要擁有核心技術，能夠提供質量過硬、安全、長壽命且具有性價比的產品；

　　第二，要有較好的供應鏈管理能力，為企業帶來更好的降本效應；

　　第三，要有較好的獲客及拓客渠道；

　　第四，能夠持續滿足客戶的需求，針對海內外市場中的不同用戶場景提供相應產品；

　　第五，需要有足夠的融資能力。在儲能產業鏈中，上游電池廠商比較強勢，下游企業周期較長，企業抗壓、償債等經營風險較大。

　　記者了解到，部分頭部企業正持續擴大市場份額、提升品牌影響力。比如，2023年9月，埃克森新能源在珠海投資100億元的儲能電池項目開工；10月，平煤神馬集團等企業投資100億建設的儲能及動力電池項目開工；11月，江蘇恒安儲能科技在宿遷投資100億元的儲能電池項目開工；12月，海辰儲能投資130億的儲能鋰電池項目開工……與此同時，部分電力央企作為儲能產業下游業主，正逐步向上游延伸，通過集團下設子公司，或者與寧德時代、海博思創、中科海鈉等儲能頭部企業成立合資公司，布局儲能系統集成、儲能電池等業務。

未來還需多種儲能方式齊頭并進

　　多位采訪者認為，儲能產業肯定會越來越卷，政策面尚有發力空間。國家發展改革委、國家能源局發布的《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》提出，到2025年實現新型儲能從商業化初期向規模化發展轉變；到2030年實現新型儲能全面市場化發展。要想兼顧電力保供和新能源發電消納需求，新型儲能市場空間依然巨大。

　　在各類新型儲能中，電化學儲能是發展相對成熟、目前商業應用最多的一類。其中，鋰離子電池技術雖因成本大幅下降、高能量密度而受熱捧，但也存在安全性不足、儲能時長不夠、回收利用難等問題。

　　關于如何實現長周期儲能技術？段志強表示，“鋰電并不是唯一的儲能方式，目前鋰離子電池、壓縮空氣、液流電池、鈉離子電池和飛輪等新型儲能技術的經濟性仍弱于抽水蓄能技術，未來一定是根據用戶場景匹配合適的產品。” 多樣化的儲能技術，在提升電力系統靈活性、促進新能源消納、保障電網安全等方面具有顯著優勢。

　　事實上，更多新型儲能技術已得到關注。以鉛碳儲能為例，鉛炭電池的國內原料儲量充足，產業基礎扎實，不存在被卡脖子的問題。據了解，目前的鉛炭電池建造成本在0.35-1元/Wh左右，相較于鋰離子電池0.8-2元/Wh的成本而言具有較大的經濟性優勢。其中，鉛板還可以實現100%回收，有效完成降本與長期循環利用。

　　此外，目前商業化程度、技術成熟度最高的液流電池是全釩液流電池，其充放電循環壽命可達2萬次以上，日歷壽命超過15年（一般可達20年以上），是各類二次電池里壽命最長的。

——信息來自：國際金融報