春节假期后，储能领域动态不断。
2月18日，浙江发布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6000亿元人民币，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1万亿元人民币，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 消纳造成挑战，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%，集陈规模向吉瓦级发展。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袒露，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，因此建设进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4700亿元人民币，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、风电企业而言，配储意味着投资增加、收益率下降，“不配储”矛盾就此发生。
记者了解到，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。与昂贵的配置成本相悖，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《国际金融报》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。可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，“理论上而言，配置储能项目都会延长投资回收期，因为它其实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原因的忽视，也令成本预估不准确，造成储能产品和储能场景不相配问题突出。
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贰条增长曲线的环境下，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年新建立的储能相关企业多达7.2万家，是2022年的1.8倍。更有媒体透露称，目前中国有近10.9万家储能公司。
对此，邵元军指出，随同各路玩家的涌入，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逐渐入局，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。
另外，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安全事故。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，但考量到 新能源 整体装机量还在攀升，未来持续配置储能项目仍然必要。
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：
第壹，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；
第贰，要有较好的供应链管理能力，为企业造成更好的降本效应；
第叁，要有较好的获客及拓客渠道；
第四，能够持续满足客户的切实需求，针对海内外市场中的不同用户场景提供相应产品；
第五，需要有充分的融资能力。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。好比，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……这时，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早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，新型储能市场空间仍然巨大。
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、回收利用难等诸多问题。
关于如何实现长周期储能技术？段志强表示，“锂电其实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适当的产品。” 多样化的储能技术，在提升电力系统灵活性、增进 新能源 消纳、保障电网安全等方面具有明显优势。
其实，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分，产业基础扎实，不存在被卡脖子的问题。记者了解到，当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的成本而言具有比较大的经济性优势。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。
另外，目前商业化水平、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。
