在全球能源转型的大背景下，作为电力系统的关键一环，全球储能装机容量迎来了跨越式发展。
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会发布的《2024年中国新型储能产业发展白皮书》显示，2023 年全球储能累计装机容量约 294.1吉瓦，其中新型储能累计装机容量约 88.2吉瓦，占比 30.0%；抽水蓄能累计装机容量约 201.3吉瓦，占比 68.4%；蓄冷蓄热累计装机容量约4.6吉瓦，占比1.6%。
聚焦到我国，国家能源局的数据显示，截至2023年年底，全国已建成投运的新型储能项目累计装机容量达3139万千瓦/6687万千瓦时，平均储能时长2.1小时。2023年新增装机容量约2260万千瓦/4870万千瓦时，较2022年年底增长超过260%，近10倍于“十三五”末装机容量。从投资规模来看，“十四五”以来，新增新型储能装机直接推动投资超1千亿元，带动产业链上下游进一步拓展，成为我国经济发展“新动能”。
但储能装机的狂飙也引发了行业价格的集体“跳水”。2023年，从储能电芯到储能集成系统，报价屡次刷新价格底线，储能行业“阶段性过剩”的声音在业内频频响起。
那么“内卷”到底能给行业带来什么？或许还得从多角度以及长远期来看。
竞争倒逼技术创新
2022年3月，国家发展改革委和国家能源局联合印发了《“十四五”新型储能发展实施方案》，提出到2025年，储能将从商业化初期步入规模化发展，具备大规模商业化应用条件；电化学储能技术进一步提升，系统成本降低30%以上；到2030年，新型储能全面市场化发展。
随着政策环境的利好以及市场规模的增大，越来越多的企业加入储能这一黄金赛道，其中也不乏美的集团、南方黑芝麻集团等与能源行业背景相差较大的企业，甚至不少企业牺牲利润来换取市场份额。
以储能系统集成商为例，2023年11月，中车株洲电力机车研究所有限公司以刷新纪录的0.705元/瓦时的低价，中标昌吉国投200兆瓦/800兆瓦时共享储能项目的储能系统设备采购订单，并在随后参与的广东省能源集团新疆有限公司2023年225兆瓦/900兆瓦时的储能系统设备采购项目中，报出0.638元/瓦时的超低价格，引发行业热议。
数据显示，2023年，我国储能系统和EPC系统（以2小时磷酸铁锂电池储能系统，不含用户侧应用为例）价格持续下行。2023年12月，储能系统中标均价已跌至0.79元/瓦时，同比下降50%，环比下降1%，与2023年年初相比下降了48%。
不少人认为，储能系统价格的下跌，在于原材料锂价的下跌。
过去两年中，锂价确实经历了一波过山车。以碳酸锂为例，价格从2020年年底的5.15万元/吨，暴涨至2022年11月的56.75万元/吨，涨幅超10倍。然而，随着产业链上游的扩产，2023年碳酸锂价格一路下跌，到2023年年底已经跌至10.1万元/吨左右。此外，据公开资料，磷酸铁锂方形储能电芯从2023年1月6日的0.96元/瓦时均价降至2024年5月6日的0.405元/瓦时。
远景集团高级副总裁、远景储能CEO田庆军认为，价格下行将倒逼行业繁荣和技术进步，“目前储能成本的下降，并非仅仅因为磷酸铁锂价格下降，更重要的是倒逼技术创新、工艺创新来完成的成本下降。成本大幅度下降才能真正创造产业价值，赢得市场。任何商业的本质还是要看成本，如果你的成本高，政策再好也推不动。”
中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇曾表示，储能技术的革新是降低储能成本的主要推动力，一方面技术创新发展可以等效替代低成本材料，降低储能上游成本压力；另一方面技术进步可大幅提升储能系统的效率，提升储能电池全生命周期寿命，提升储能系统功率密度，从而降低成本。
当前，“300+”安时的储能电芯已经进入大规模交付期。截至2023年年底，宁德时代、亿纬锂能、蜂巢能源、瑞浦兰钧、鹏辉能源、海辰储能、远景动力等近30家国内电池厂商已相继推出300安时以上容量的电芯产品。
相较于280安时的电芯，300安时以上的电芯具有更高的单体容量和体积能量密度，有助于降低系统储能集成的成本。以2023年4月远景动力推出的行业首款315安时储能专用电芯为例，该电芯在尺寸不变的基础上，较上一代产品能量密度提升了11%，实现“单颗电芯一度电”，同时循环寿命高达12000次，可以满足一天一次充放电25年安全可靠的运行要求。
田庆军认为，未来储能发展的核心方向非常明确，即大容量、高密度、超安全、长循环、智能化。“大容量和高密度意味着可以节约投资，减少土地成本，尤其在国际市场，土地资源很宝贵；极致安全是底线；循环的次数越长，意味着同等情况下，度电成本越低；大容量的电芯也有助于降低成本；智能化可以让储能自动参与市场交易。
因此，价格“内卷”并非坏事，它将倒逼企业技术革新，这是推动储能行业降本的关键。
储能市场潜力进一步解锁
储能在电力系统中通过参与不同的市场，如能量市场、辅助服务市场、容量市场等来助力电力系统稳定运行。从应用场景来看，目前，电源侧和电网侧储能仍占据国内储能市场的主要地位，新增装机容量占比达到90%；用户侧储能装机以工商业储能为主，新增装机容量占比达到了10%，其中绝大部分为工商业储能。
尽管2023年我国储能新增装机再创历史新高，但现阶段储能商业模式单一，储能系统利用率低，成本疏导困难，在一定程度上阻碍了储能规模化发展。
根据中电联发布的《2023年上半年度电化学储能电站行业统计数据》，在各个应用场景中，用户侧储能、火电配储运行较为充分。截至2023年6月，用户侧储能每1.2天可以完成一次完整放电，火电平均每天可以完成2次以上完整充放电。电网侧独立储能与电源侧新能源配储运行情况基本持平。独立储能上半年的日均等效利用次数为0.36次，相当于每2.8天可完成一次完整充放电，利用率仅达到电站平均设计利用小时数的32%。新能源配储上半年的日均等效充放电次数为0.31次，相当于每3.3天可完成一次完整充放电，利用率仅达到电站平均设计利用小时数的27%。
低利用率不仅影响储能投资的回收，也难以发挥对电力系统的支撑与调节作用。因此，有效的电力市场机制是保证储能合理收益的必要手段，也是推动储能走向大规模应用和商业化发展的必要条件，可以激发市场活力并推动储能高质量发展。
国家发展改革委和国家能源局于2021年7月15日发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，其中明确提到：明确新型储能独立市场主体地位，研究建立储能参与中长期交易、现货和辅助服务等各类电力市场的准入条件、交易机构和技术标准，加快推动储能进入并允许参与各类电力市场；因地制宜建立完善“按效果付费”的电力辅助服务补偿机制，深化电力辅助服务市场机制，鼓励储能作为独立市场主体参与辅助服务市场；鼓励探索建设共享储能；健全新型储能价格机制，建立电网侧独立储能电站容量电价机制，逐步推动储能电站参与电力市场；完善峰谷电价政策，为用户侧储能发展创造更大空间；明确提出研究探索将电网代替性储能设施成本纳入输配电价回收等。
今年3月，国家发展改革委公布了《全额保障性收购可再生能源电量监管办法》，并于4月1日起施行。政策实施后，电网企业所承担的不再是全额收购的义务，而是保障性收购电量部分的全额收购。业内专家认为，这将是我国可再生能源全额保障收购政策的重大调整，对于可再生能源来说，将会有更多的电量参与市场化交易。突出市场化方式实现资源优化配置和消纳，有利于以可再生能源持续高质量发展为目标，推进市场化交易形成价格。
可以看出，随着我国电力市场化建设的不断深入，储能的市场潜力将进一步得到解锁。
储能安全，仍是重中之重
相比储能的价格“内卷”和市场化解锁，储能产品的质量以及储能电站的安全管理规范更应该被行业关注。
5月15日，美国加州一座250兆瓦的储能电站失火并出现复燃的事件，为全球储能电站的安全问题再次敲响了警钟。据悉，由于该电站不断复燃，火灾直到5天后才得以扑灭。加州消防局的调查结果显示，此次火灾的根源在于三元锂电池热失控导致的连锁反应。
近年来，储能电站火灾事故在全球时有发生。通过梳理发现，电池组自身的性能缺陷和后期的安全管理缺失是火灾的主要原因。
从电池性能来看，三元锂电池在热失控及热管理上的性能不如磷酸铁锂。从实验室的数据来看，磷酸铁锂的安全性高于三元锂。三元锂电池组的热失控温度为120～140 摄氏度，而磷酸铁锂的温度为250～300 摄氏度。除了热失控温度较磷酸铁锂低以外，三元锂电池组燃烧后还会释放出大量的氢气、氧气等易燃气体，一旦出现火灾，会加重火情。
电芯质量是储能电站安全与否的重要一环，但是储能电站的设计和后期管理同样重要。
田庆军认为，电化学储能的安全是可管可控的，它完全可以从设计的角度进行控制和管理。
“例如在设计锂电池组（Pack）时，可以在电芯之间增加安全隔离垫，并加注气溶胶，确保单颗电芯一旦热失控不会蔓延。此外，在消防设计上要做到Pack级的消防，并通过人工智能等方式，提前进行感知，进而精准灭火，而不是大面积灭火。”
据悉，远景的储能电站具有电芯级、Pack级，以及系统级三层消防系统。
“如果是单颗电芯发生热失控，系统会通过智能监控进行锁定，然后更换单颗电芯，相当于拿一些气溶胶把它隔离住，整体换掉就可以了；而到了Pack级，系统会启动自动消防程序，做到及时阻隔，不会影响到整体系统的安全，随后换Pack就可以了；如果火灾危及整个系统层面，远景将启动另外的消防系统，保证它不会影响周边设施或对电网造成冲击，这是远景做的三重消防。”田庆军说道。
随着储能产业发展步伐的加快，市场正在向具有核心技术能力、综合实力强的头部储能企业集聚。未来，加大技术创新力度，提升全生命周期的服务意识，是储能企业从激烈竞争中突围成功的关键。
