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2024年新型儲能產業發展趨勢和特點 ??競爭 ??2023年，電池級碳酸鋰價格持續跌勢，價格區間 9.6萬/噸—51萬元/噸，均價22.65萬元/噸，同比下降53%，年終均價跌破10萬元/噸，與最高 60萬元/噸時相比，價格降幅超過80%。上游原材料與下游儲能系統價格聯動，相比年初，年終電芯價格腰斬。2023年國內儲能系統中標規模達65.7吉瓦時，同比增長383%，共200多家企業摘得標的。儲能系統中標均價持續下行，至2023年12月跌至0.79元/瓦時，與年初相比幾乎腰斬，并出現低于0.6元/瓦時的報價，創行業新低。 ??競爭如此激烈，原因是發電側強制配儲造成儲能調用率低，加之價格持續下探，疊加行業資本大幅涌入，以及上游原材料價格快速下降等諸多因素疊加造成的結果。 ??新型儲能的降本速度和發展速度一樣遠超業內預期。國家發改委、國家能源局2022年3月印發的《“十四五”新型儲能發展實施方案》提出，到2025年新型儲能由商業化初期步入規模化發展階段、具備大規模商業化應用條件，儲能系統成本降低30%以上。這也就是說，不到兩年，新型儲能已提前完成“十四五”降本目標。 ??2023年，中國企業在全球市場儲能電池（不含基站/數據中心備電類電池）出貨量預估為185吉瓦時，不及年初預期。這是受多種因素影響，行業平均產能利用率僅50%左右，下半年出貨出現放緩。隨著產能高速擴張、行業競爭加劇，缺乏資金以及技術積累不足的企業將面臨生存壓力。 ??創新 ??盡管面臨重重挑戰，新型儲能從業者仍對未來充滿信心。 ??到2030年，儲能出貨量將有10倍增長空間，市場確定性增長顯而易見，這給從業者巨大信心，現有困難只是暫時的。跟動力電池相比，電化學儲能市場還沒有形成一家獨大或絕對的龍頭企業，中小企業還有很多發展機會。 ??儲能行業的確定性趨勢是——新型儲能正從試點示范逐步走向工程化、規模化、系統化和產業化，迎來快速發展的黃金期。 ??儲能市場新一輪拉力賽已然開啟，大容量、長壽命、低成本電芯成為各家企業競相研發的重點。其中，電芯單體容量在當前280Ah主流基礎上快速迭代，300Ah、560Ah、700Ah、1130Ah儲能電芯設計層出不窮。同時，基于大容量電芯，儲能電池艙單艙電量實現提升，寧德時代、陽光電源、天合儲能等頭部企業均推出20尺5兆瓦時集裝箱儲能系統。 ??破題 ??從下游應用來看，建而不用問題突出，如何破題成為關鍵。 ??中國工程院院士饒宏指出，目前全國已有28個省（區、市）出臺10%—20%新能源配儲政策，新能源配儲占電源側儲能比重超過80%。但從實際運行數據看，新能源配儲平均利用率低。 ??中電聯此前發布的《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%。 ??總體來看，新型儲能還是存在利用率不高、建而不用的問題。獨立、共享儲能成為近兩年市場快速發展的方向，備案項目超過百吉瓦時，但同樣出現項目備而不建問題。備而不建、建而不用問題的核心在于市場機制不完善，儲能盈利模式不清晰。 ??問題不止于此，目前儲能規劃總體較粗放。各地儲能按照不同比例計入電力平衡，平衡系數缺乏明確標準。比如，有的省電源側儲能按20%的裝機規模計入大方式電力平衡，負荷側儲能不計入電力平衡；有的省按裝機規模50%參與電力平衡，還有的省明確2030年前后按10%和30%計入電力平衡。如何配建儲能，還缺乏明確的規劃方法和指導標準。 ??儲能項目在規劃設計、設備選型、調試方面都存在諸多不足之處，招標時都承諾的非常好，但具體實施與預承諾差距較大，運維故障不斷，系統一致性、額定容量、可用率很難達到預期，導致項目實際能調用容量或可用率很低。 ??盈利 ??在構建以新能源為主體的新型電力系統中，新型儲能不僅要建得好，更要用得好。 ??再好的產品，最終都要通過應用來發揮價值，這樣才能形成良好的回報機制，產業才能持續良性發展。大型儲能集成系統普遍存在多機并聯控制復雜、電池側控制顆粒度低、電網支撐功能欠缺問題。要研究挖掘儲能應用場景，解析各場景對儲能的應用需求。凝練各場景對不同儲能技術、系統指標的精準化、差異化要求。同時研究兼顧儲能規劃—調度—交易方面的儲能調控技術提升方法，建立適配儲能高效運營的商業機制。 ??隨著電改持續深入，建立以新型儲能參與、能夠充分合理體現其多元價值的市場機制，是儲能實現商業化發展的關鍵。要建立全流程的標準管理體系，樹立高質量發展準入門檻，并對儲能項目建設進行科學引導，建立項目庫準入和退出機制，避免資源浪費和惡性競爭。 ??儲能需求將推動政策和市場規則不斷完善。2023年9月，國家發改委、能源局印發我國首個電力現貨市場基本規則——《電力現貨市場基本規則（試行）》，明確儲能和虛擬電廠等新型經營主體參與交易。隨著電力市場的加快推進和峰谷價差拉大, 儲能可以作為主體參與到電力現貨市場、輔助服務市場，通過參與交易獲得收益。從已公布的1月電網代購電價看，現有19個地區的最大峰谷價差超過0.7元/kWh，廣東、江蘇和湖北峰谷價差最大，分別達到1.3053元/kWh、1.1414元/kWh和1.0693元/kWh。可見，新型儲能收益正在逐漸打開。
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