自主可控方向热度升温储能企业竞争转向综合能力较量

　　“受益于新能源项目加速落地，叠加政策持续加码，中国储能装机规模持续快速增长。”中国化学与物理电源行业协会秘书长王泽深在近日举行的“碳中和能源高峰论坛暨第四届中国国际新型储能技术及工程应用大会与新型储能技术青年科学家论坛”上表示，在项目投运和规划方面，据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，1—7月全国新型储能新增装机共16.7GW/40.5GWh，功率规模同比增长76.166%，容量规模同比增长100.24%。 　　在业内人士看来，今年上半年，国内储能装机再超预期，展望下半年，国内市场需求依旧强劲。面对一系列新形势、新变化、新难题，储能领域的竞争已经从单一的产品或技术竞争，转变为综合能力的较量。未来储能行业高质量发展，亟需以市场应用为主导，以客户为中心，提质增效降成本。 　　规模创三年来新高“光储充一体化”需求日益明确 　　中共中央、国务院近日印发的《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》中指出，要深化电力价格改革，完善鼓励灵活性电源参与系统调节的价格机制，研究建立健全新型储能价格形成机制，要科学布局抽水蓄能、新型储能，提升电力系统安全运行和综合调节能力。 　　业内人士一致认为，新型储能既是推动能源绿色低碳转型、实现“双碳”目标的重要支撑技术，也是推动构建新型电力系统、规划建设新型能源体系的重要途径之一。 　　作为战略性新兴产业，我国新型储能产业近两年取得巨大成就，健全自主可控的产业链体系，初步形成具有创新特色的产业闭环生态。国内储能企业积极开拓国际市场，中国储能产品深受海外市场青睐。 　　数据显示，2024年1—7月，全国共发布了616项新型储能相关地方层面政策，广东省发布最多，共61项，浙江54项，河南、江苏、山东、安徽38项，四川、上海、内蒙古、北京均超20项。“据我会统计，截至目前，全国共有25个省区市在政策文件中提出了2025年新型储能装机目标，总规划目标达89.1GW。其中内蒙古最高，达14.5GW。”王泽深表示。 　　各省新型储能新增规划和拟在建项目规模创近三年以来新高。据中国化学与物理电源行业协会储能应用分会统计，2024年1—7月，各省新型储能新增规划和拟在建项目规模总计达185GW/469GWh，其中内蒙古新增规模最大，达20.7GW/82.5GWh，容量占比17.58%。 　　今年上半年，储能行业的特点之一是“光储充一体化”需求日益明确。各省支持政策频出，全国已有20多家央国企进入这一市场。据不完全统计，2024年1—7月全国储充/光储充项目新增拟在建项目619个，其中广东最多，新增拟在建192个，数量占比31.02%，多数为城市充电站。 　　价格或继续走低竞争已转向综合能力的博弈 　　当前，储能行业的发展势头迅猛，至2028年已步入太瓦时（TW）时代。在天合储能先进储能产品研究院院长杨凯看来，储能行业正面临诸多挑战。只有真正懂客户、懂市场的储能解决方案提供者，且具备研发、生产和交付等系统集成能力的企业，才能具备更强的市场竞争力。 　　刚刚发布的《中国新型储能产业发展分析报告（2024年1—6月）》显示，储能领域价格战最先开始于结构性过剩的电芯领域，随即引爆直流侧系统价格持续走低，继而交流侧系统价格战不断下探。储能电芯平均价格从2023年初的0.9元—1.0元/h下降至2024年中的0.3元—0.4元/h，价格跌至1/3。相比年初，储能系统平均价格降至约0.5元—0.6元/Wh，亦腰斩。 　　“随着电池企业加入储能系统集成赛道，行业竞争愈发激烈，目前包括宁德时代、比亚迪、亿纬储能、瑞浦兰钧、海辰储能、蜂巢能源等众多电池厂开始逐步涉足集成业务。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇对《中国能源报》记者表示：“电芯厂纷纷开发储能系统新品，除了直流侧产品外，不少企业亦开发交流侧系统新品，应用场景覆盖电源侧、工商业侧、电网侧等，直接参与储能领域的竞争。如果电芯厂商转型成为全系统的角色，将会与现有的客户产生竞争，会综合各方面进行博弈。” 　　由于行业价格战的愈演愈烈，储能设备价格逼近甚至低于成本价，企业加剧分化，部分企业的盈利情况堪忧，洗牌危机隐然若现。企业要想在激烈的市场竞争中脱颖而出，不仅需要具备先进的技术和高质量的产品，还需要全方位提升自身实力，以适应不断变化的市场环境和日益激烈的竞争态势。 　　老生常谈问题待解寻找确定性是发展重点 　　王泽深直言：“通过全国储能产业巡回调研，我们了解到，新型储能依然存在调度利用水平偏低、主动支撑能力不足，商业模式不清晰、储能充放电成本较高、市场主体激励不足、管理机制不健全、安全性有待加强等问题。” 　　面对上述局面，如何突破困境？ 　　王泽深认为，“十四五”是碳达峰的关键期，应综合考虑我国国情及电力市场发展阶段，进一步挖掘新型储能、负荷聚合商、虚拟电厂等新型主体资源参与电网调节潜力，加强储能政策顶层设计，开展储能在新型电力系统中应用场景及成本补偿机制研究。此外，还要探索解决制约储能发展瓶颈的思路和方法，健全储能运行与管理机制，加强攻关在储能设备、系统集成、规划设计、施工安装、并网调度、安全运维等环节存在的短板技术，实现各类储能与源网荷共建共享、高效联动。 　　“新型储能的盈利机制健全是推动行业长足健康发展的必要条件。”刘勇认为，随着电力市场改革进入深水区，新型储能的盈利机制也在逐步健全，国家和地区推动新型储能参与电力现货市场和辅助服务市场，部分地区出台容量补偿政策，但新型储能项目仍面临着现货价格波动区间受限、辅助服务品种单一、多重服务收益无法共享、容量市场尚未普及、调用水平无法保障等问题。“建议通过适当增加现货市场价差和波动，丰富新型储能收益品种，建立容量电价机制等方式，体现新型储能的价值，推动储能在市场中获得合理收益。” 　　目前，如何在不确定性中寻找确定性的发展是企业关注的重点，企业普遍确立了“以客户为中心”的核心观念。“客户首先关心的是安全，因为没有安全，一切就无从谈起。在确保安全的基础上，思考如何降低初期的投资成本，减少售后维护成本，提高整个产品生命周期的吞吐量。”杨凯说，在市场上，我们已经见证了500安时、600安时，甚至高达1000—2000安时电芯的出现。随着电芯容量不断增大，市场上出现了不同的观点和讨论。电芯体积的增大可能会带来安全隐患，以及一致性和生产方面的问题。在电芯容量增加的同时，存在另一个限制因素，即上下游设备、工艺以及客户的认同度。这表明电芯容量并非越大越好，而应遵循抛物线理论，达到一个最优平衡点。