新型储能如何担当大任?

　　日前，中关村储能产业技术联盟理事长陈海生就今年储能产业发展态势作出预判：抽水蓄能装机占比有望低于50%，新型储能将迎来历史性时刻。这意味着，新型储能有望赶超储能行业曾经的绝对主力——抽水蓄能，在以新能源为主体的新型电力系统中发挥更大作用。

　　“抽水蓄能装机占比有望低于50%，新型储能将迎来历史性时刻。”在近日举行的第12届储能国际峰会暨展览会上，中关村储能产业技术联盟理事长陈海生发布《储能产业研究白皮书2024》，就今年储能产业发展态势作出预判。这意味着，新型储能有望赶超储能行业曾经的绝对主力——抽水蓄能，在以新能源为主体的新型电力系统中发挥更大作用。

　　《储能产业研究白皮书2024》预计，未来两年，新增储能装机仍呈快速增长态势，将超额完成目前各省的规划目标。理想场景下，预计2030年新型储能累计装机规模将达到313.9吉瓦，2024—2030年复合年均增长率为37.1%，年平均新增储能装机规模为39.9吉瓦。

新能源和储能相依相存

　　随着新能源快速大规模发展，新型储能对新型电力系统稳定运行的重要意义已获广泛共识。

　　国家电网科技创新部主任陈梅坦言，国家电网运营全球新能源规模最大电网，截至目前，新能源装机规模已达9.1亿千瓦，电网安全稳定运行面临前所未有的挑战。“新型储能是提升电力系统调节和支撑能力的重要手段，电网对其需求极其迫切。”

　　在工信部电子信息司基础处处长金磊看来，新型储能是新能源发展的必要条件。“如果搞新能源不搞储能，就是无本之木。反之，搞新型储能不搞新能源，可能就是无的放矢。二者相依相存，共同成长。”

　　新型储能能够应对新能源出力的波动和多元负荷的需求，能够实现主动支撑、惯量管理、快速频率响应和黑启动等功能，提升系统韧性，这是两者协同的底层逻辑。

　　中国工程院院士舒印彪用一组数据进一步解释，截至2023年底，全国光伏累计装机容量达6.1亿千瓦，占总装机的21%。由于大规模光伏并网，许多省级电网午间时段负荷出现“鸭子型曲线”(光伏发电量在中午时达到最大，在傍晚时消失，但此时电力需求却急剧上涨，一天中尖峰负载和可再生能源发电量之间的落差呈鸭子轮廓)。全国最高用电负荷达到13.4亿千瓦，新能源最大日功率波动超过3亿千瓦，占最大负荷的22%。“预计到2060年，全国最高用电负荷将达到40亿千瓦，新能源每日的最大功率波动达到16亿千瓦，占最大负荷的40%。”

　　舒印彪表示，我国正在加快构建新型电力系统，电力系统的形态特征将发生显著改变，将从连续可控变为弱可控和高度不确定性的电源，将从大电网为主变为大电网与分布式微电网等多种形态的电网并存。“配电网也将从无源配电网变为有源多元复合广泛接入，从源随荷动向源往荷处协调互动转变。在这个过程中，电力系统保持实时连续可靠供电的技术要求不会改变。因此，新型电力系统离不开新型储能的强有力支撑。”

　靶向问题解决是关键

　　尽管新型储能增长提速具有高确定性，但身处其中的企业正持续承压。

　　电芯是组成储能系统的最小单元。受碳酸锂等上游原材料价格大幅下降，以及市场竞争加剧等因素影响，锂电芯价格在过去一年腰斩，均价从去年年初的0.9元—1.0元/Wh下降至目前的0.4元—0.5元/Wh;储能系统平均价格从1.5元/Wh降至约0.7元/Wh。净利润普遍增速放缓、低价中标频频出现，迫使储能企业卷入一场价格漩涡。

　　“中国目前有上万家储能企业，大部分产品毛利率较低，企业缺乏后续资源与经费继续投入研发，安全隐患问题依然存在。此外，目前储能设备平均利用率偏低，且电力现货、辅助服务等市场政策尚不明确，也对储能行业高质量发展造成了阻碍。”阳光电源董事长曹仁贤表示，储能行业应坚守安全底线，尽快回归以技术创新推动降本增效的主航道，避免无效内卷。

　　在远景集团高级副总裁田庆军看来，要理性看待储能竞争，价格快速下降将推动储能装机翻倍增长。最近三四年，风机价格下降3/4，光伏价格下降2/3，推动中国新增新能源装机超过2亿千瓦。“储能也将遵循这一发展逻辑，如果不能持续降本，整个产业就很难做大，但要警惕内卷带来的质量风险。”

　　新能源配储规模持续扩大，建而不用问题也愈发凸显。舒印彪表示，我国新型储能利用率不高，2023年电网侧、用户侧、新能源强制配储项目平均利用率指数分别为38%、65%、17%。安全问题时常出现，电池能量密度和容量有待提高，部分标准缺失，安全风险增加。

　　“新型储能行业确实存在一些不协调、不平衡的情况，产业供需错配现象凸显，低水平的竞争态势比较激烈，配储而不用的现象较为明显，前瞻布局和创新研发还需优化，这都需要全行业高度重视并加快统筹解决。”金磊说。

回归创新驱动行业成长

　　唯有创新，才能抢占先机。

　　《中国能源报》记者注意到，储能电站规模正从MWh向GWh级跃进，如何降低储能项目占地面积、节省投资、提高储能系统容量和成组效率已成为行业发展趋势和企业攻关方向。现阶段，市场主流产品普遍向“大”方向迈进，电芯容量从280Ah升级到300+Ah，系统同样追求更高能量密度、更高功率密度迭代。

　　电芯是储能系统的核心，成本约占储能系统成本的六成左右，其重要性不言而喻。蜂巢能源相关负责人介绍，蜂巢能源坚持底层优化创新设计，依托创新“飞叠”电芯制成工艺、L形短刀结构、预锂技术，推出的L500储能专用短刀+飞叠电芯，电芯薄、比表面积大利于散热、温升小，大幅提升了储能电芯的安全性和循环寿命。同时，在行业率先推出6.9MWh短刀液冷储能系统，精简设计，零部件减少15%，占地面积较市场主流5MWh储能系统节省20%。

　　储能产品不是简单地放大，做“大”往往技术难度更高，考验着企业的产品设计、技术研发和工艺制造能力。天合光能副总裁孙伟介绍，牢牢把握住降本增效这一主旋律，天合光能致力于打造优质解决方案，已实现储能产品全场景覆盖。公司新一代柔性储能电池舱Elementa 2实现量产并于5月开启交付，搭配自研自产314Ah高能量密度电芯，通过电芯、Pack电池包、舱体容量三维升级，实现电池舱的高集成、高密度，显著提升空间利用率，大幅降低客户初始投资成本和后期运维成本。

　　在储能市场机制和商业模式方面，创造价值是夯实新型储能长远发展的内驱力。舒印彪建议，加快现货市场建设，完善新型储能电站参与电能量市场和辅助服务市场的有关细则，通过实施尖峰电价，适度拉大峰谷价差，合理扩大现货市场的限价区间，提高辅助服务补偿水平等方式，促进新型储能电站一体多用分时复用，综合考虑系统调节需求和终端电价承受能力，健全储能电量加容量价格的形成机制，探索建立电网替代性储能成本纳入输配电价回收等机制。

　　文丨中国能源报 记者 卢奇秀