新型儲能作為新型電力系統建設、能源綠色低碳轉型的重要裝備基礎和關鍵支撐技術，在政策支持、技術進步和成本下降等多重因素推動下，正駛入發展快車道。

據中關村儲能產業技術聯盟統計的數據，截至2023年12月底，中國已投運新型儲能累計裝機規模達34.5吉瓦/74.5吉瓦時，功率和能量規模同比增長均超150%。其中，2023年新增投運新型儲能裝機規模達21.5吉瓦/46.6吉瓦時，三倍于2022年新增投運規模水平。連續3年單年新增裝機超過累計裝機規模。

業內預計，2024年新型儲能產業將延續高速發展態勢，全年新增裝機規模有望超35吉瓦時。

在可預期的高速增長下，2024年新型儲能產業將呈現出哪些發展趨勢和特點？本文試圖通過4個關鍵詞來概括之。

關鍵詞一：競爭

競爭，是新型儲能從業者2023年的最突出感受。

“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。”在近日召開的2024中國儲能CEO大會上，中關村儲能產業技術聯盟副秘書長岳芬分享了一組數據，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。

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年儲能系統框采/集采集中度高，前十大采購單位規模占總規模的90%，以‘五大六小、兩網、兩建’為主。”岳芬指出，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。“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。”

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。”在日前召開的高工儲能年會上，天合儲能總裁孫偉表示。

關鍵詞二：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。

孫偉表示，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。”

思客琦董事長付文輝同樣認為，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。

新型儲能如何突破當下的困局？在科華數能常務副總裁崔劍看來，突破行業內卷、提升競爭力的根本方式是持續的技術創新。“從業者應對儲能技術專業且有足夠的敬畏，不斷完善自身技術水平，堅持長期主義，持續修煉內功，進行自主核心技術研發和技術經驗積累，將產品與解決方案同用戶需求、痛點結合，挖掘儲能多元化技術和多場景應用。”

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。

關鍵詞三：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。”永泰數能副總裁江衛良指出，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。”饒宏舉例稱，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。”

“調研幾十個儲能電站之后，我們得到的結論是三個難——選好設備難、建好儲能難、用好電站也難。”中國大唐集團科學技術研究總院新型儲能研發平臺研發總監李同輝坦言，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。

關鍵詞四：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。”在廣東新型儲能國家研究院有限公司聯席總裁陳建福看來，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。

中國能源研究會理事長史玉波指出，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。