2024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。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《国际金融报》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。

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

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。

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