在过去的2023年，储能市场呈现前所未有的繁荣之景：利好政策刺激，装机规模大增，多元化技术示范开花，资本密集涌入，多地产业集群崛起。然而，狂热扩产背后也暴露出产能过剩的隐忧，“价格战”硝烟弥漫，企业盈利水平和产品质量面临双重考验。
疾风知劲草，储能行业亦如此。作为构建新型电力系统的重要一环，储能正逐渐渗透至各个应用场景。随着系统成本持续降低，以及市场和价格机制逐步完善，储能行业将加速从商业化初期向规模化发展转变，进而迈向全面商业化时代。
值此行业调整和变革之际，《中国经营报》记者专访了中国能源研究会储能专委会主任委员、中国科学院工程热物理研究所所长、中关村储能产业技术联盟理事长陈海生。面对竞争加剧的市场，陈海生建议，储能企业应保持战略定力，练好“内功”，找准差异化的市场定位，从而摆脱低层次“内卷”，实现高质量发展。展望2024年，陈海生表示，预计中国储能将在攻坚克难中继续快速前行，并在向规模化发展过程中迎来实质性转变。
规模和技术发展迅猛
《中国经营报》：过去的2023年，新型储能继续保持了蓬勃的发展势头。你认为有哪些突出亮点？主要受益于哪些因素？
陈海生：我认为2023年新型储能的亮点主要体现在三个方面：
第一，储能装机保持快速增长。截至2023年年底，中国已投运储能装机规模86.5GW，同比增长45%。其中，新型储能装机规模创新高，全年新增装机近21.5GW，约为上年的三倍。
第二，储能技术发展迅猛。22MW飞轮储能火储调频项目、45MW用户侧铅碳电池、300MW级电网侧先进压缩空气储能、5MW级超级电容+锂电混合储能等示范项目快速发展，多类新型液流电池以及百兆瓦级钠电项目纳入省级示范项目清单。
第三，储能应用模式不断丰富。独立储能的大规模发展，使得储能参与电力市场经验不断提升，山东、湖南等省份独立储能的实际运行能够接近每天一充一放。实际应用情况已经证明储能能够参与电力市场，为新型电力系统做出调峰、调频等贡献。
这主要受益于四个方面：一是我国新能源的快速发展，以及构建新型电力系统对储能提出了重大需求；二是国家对储能的政策支持，包括国家科技计划、国家示范项目和新能源配储政策等；三是储能技术本身发展带来的技术性能提升与成本持续下降；四是电力现货市场进入实质运营，大量细分应用场景对于新型储能的多元化需求，储能商业模式和价格机制逐步形成。
《中国经营报》：随着新型储能需求的不断增长，锂电池、压缩空气、液流电池等多种技术百花齐放。你对未来技术的发展趋势如何判断？预计何时可形成长、短时长储能相互补充的发展形态？
陈海生：不同应用场景对于储能技术的需求不同。目前锂电池更多是应用在中短时长储能领域；在长时储能领域，像压缩空气储能、液流电池储能等技术则具有比较优势；飞轮储能、超级电容等更适合短时高频应用领域。
关于未来技术的发展趋势，我有以下几点观察：
第一，长时规模储能技术值得重点关注。随着新能源装机规模不断提高，其发电的间歇性、不稳定性对电网影响将越来越大，新能源调峰问题将变得愈加突出，而长时储能可凭借其长周期、大容量的特性，在更长时间维度上调节新能源发电波动，降低电网拥堵现象，提高清洁能源消纳能力。可重点关注压缩空气、液流电池、储热等长时规模储能技术。
第二，短时高频储能技术也应该重点关注。新能源渗透率的不断提高，造成电网波动性增加，为了应对新能源的快速接入，保证整个电力系统的平衡，电力系统瞬时调节需求增加。具有快速调节能力的新型储能技术是电力系统解决功率平衡和系统稳定的重要调节手段，所以像飞轮、超级电容等短时高频技术也将受到重点关注。
第三，随着新能源装机占比持续提升，电力系统对新型储能的多元化需求会持续发展，长短时储能相互补充的发展形态将逐步形成。同时，数据中心、光储充、冷热电联供、V2G（电动汽车与电网互动）等用户侧应用场景，也会形成差异化的需求。混合储能技术对满足不同应用场景、不同运行工况下的差异化需求，实现综合效益最大化有重要意义。随着电力市场逐渐完善，混合储能在技术和经济性上的综合价值有望逐步形成。
需摆脱低层次“内卷”
向高质量发展转变
《中国经营报》：近两年，储能行业火爆出圈，许多新老玩家一窝蜂式地涌向这一风口。面对激烈的竞争，你认为企业需要解决哪些难题？有哪些细分的市场机遇？
陈海生：一是如何实现价格竞争和产品质量之间的平衡。以锂离子电池储能为例，系统价格2023年年初为1.5元/Wh左右，至12月，储能系统中标均价已跌至0.79元/Wh，一些集采中标价更是低于0.6元/Wh。面对激烈的竞争，有的企业只好选择低价竞争，而为获取利润，有可能会在材料、工艺等环节降低成本，因而可能影响产品质量，这样会对后续的电站运行维护带来安全隐患。
二是如何实现储能技术的差异化竞争。不同的储能技术适用的应用场景不同，要找准差异化的市场定位，如高功率类储能和长时储能的市场定位就不同。同时，储能企业在储能电站智慧运营、构网型储能、智能决策系统等方面发力，可以降低储能电站运维成本，同时提升电站运行安全和效益。
《中国经营报》：资本是储能产业发展的重要推手，但其无疑是一把“双刃剑”。你认为，企业应如何处理与资本的关系？
陈海生：资本可以为储能企业提供充足的资金，以及助力打造先进的管理模式，推动储能技术及商业化的进步。但资本有时也会对创新型储能企业提出快速发展的要求，希望把前沿技术尽快推向市场。但储能企业发展需要一个合理的过程和时间，一旦储能企业业绩和资本预期有差距，有可能会给储能企业带来负面影响，甚至影响市场对于储能行业前景的判断。
资本和企业应该相互协调。资本应对技术进展给予理性判断，保持一定的战略定力；企业应在不断夯实技术基础的前提下，充分发挥资本的助推作用，从而最终实现资本和企业的“双赢”。
《中国经营报》：目前储能行业阶段性过剩的风险显现，价格持续下行，企业“内卷”加剧，你如何评价当前的行业生态？对企业发展有何建议？
陈海生：一方面，我国储能行业发展迅速，已投运储能装机规模和新增新型储能规模预计将继续保持全球第一。同时，储能技术不断取得突破，储能技术性能不断提升，储能政策持续向好。另一方面，储能产业竞争加剧。由于储能需求的快速发展，资源向储能行业集聚。虽然可有效促进储能行业发展，带来投资扩张、产能增加、价格下降，但行业竞争进一步加剧，企业压力加大。
我认为，一个新兴行业发展早期，由于发展快速引起资源集聚，这是正常现象。建议储能企业，一是保持战略定力，从长远、全局角度看待行业发展，根据市场实际需求和自身承受能力合理扩建产能。二是练好内功，加强科技创新和管理能力，提升储能性能和企业效益，夯实发展基础。三是积极争取差异化竞争，要找准自己的差异化的市场定位，同时做好新技术应用，积极开发海外市场，从而摆脱低层次“内卷”，实现从高速发展，向高质量发展转变。
加快探索全面商业化进程
《中国经营报》：自2023年以来，储能系统成本已大幅降低。以现在的成本条件，新型储能距离全面商业化还远吗？还有哪些探索空间？
陈海生：目前，大部分新型储能项目未能实现全面商业化。主要有两方面原因：一是储能系统本身价格还有待进一步降低。为实现新型储能的全面商业化发展，需要进一步降低储能成本，如通过储能系统技术进步和规模化发展，减少模组投资成本，同时提升储能循环寿命，降低储能全生命周期度电成本。二是储能的市场机制和价格机制仍需完善。完善现货市场、辅助服务市场、容量市场等电力市场机制，推动市场发现“真实”的电力、电量供需价格，为储能灵活性资源提供公平的交易环境，有利于加快新型储能商业化进程。
《中国经营报》：你对2024年新型储能产业有何发展预期？在完善储能市场机制方面，你有哪些建议？
陈海生：展望2024年，预计中国储能将在攻坚克难中继续快速前行。一是储能装机将继续快速增长，预计全年新增装机40GW以上。二是储能技术将继续取得突破，包括变速抽水蓄能、固态锂电池、压缩空气储能、液流电池、钠电池等，长时规模储能和构网型储能技术将备受关注。三是储能政策和市场规则不断完善，行业管理逐步规范，商业模式更加成熟，储能经济性将有望提升。2024年，中国储能将实现从商业化初期向规模化发展的实质性转变。在完善储能市场机制方面有几点建议：
结合新型电力系统建设需求，结合不同应用场景，综合考虑各类储能技术特点、功能作用和服务价值，以“按效果付费”的基本原则，“同工同酬”地制定合理的成本疏导机制，形成可持续的商业模式，为促进储能行业发展创造良好的政策和市场环境。
在电源侧方面。一是，加快推进电力现货市场建设，合理反映高比例可再生能源场景下的电力供需关系及系统成本，通过市场价格合理疏导储能成本。二是，合理实施新能源配储能，科学评估电力平衡中灵活性资源情况，以及各时间尺度下的调节需求，合理安排新能源配储能的规模。三是，鼓励新能源场站与共享储能联合运行，进一步改善新能源配储能的商业模式。
在电网侧方面。第一，结合新型电力系统建设，借鉴抽水蓄能和火电调峰容量电价，尽快出台新型储能容量电价机制，建立合理的成本疏导机制。第二，对电网侧独立储能，建议以“先市场，后计划”的原则，鼓励社会资本参与投资建设。第三，建议各地结合实际情况，研究制定容量租赁市场运营规则或指导方案，建立区域容量租赁平台。
在用户侧方面。首先，根据用电负荷特性，适时调整分时电价政策，适应真实的负荷需求。其次，进一步向用户侧储能系统开放市场，鼓励用户侧储能参与辅助服务、需求响应、虚拟电厂等，拓展收益渠道。
文 | 中国经营报