据能源圈了解到，近日，工业和信息化部发布《新型储能制造业高质量发展行动方案（征求意见稿）》（下称行动方案），提出到2027年培育千亿元以上规模的生态主导型企业3-5家，支持长三角、京津冀、粤港澳大湾区、成渝地区集聚发展等目标。

新型储能是指除抽水蓄能之外，以输出电力为主要形式的储能技术，包括电化学储能、压缩空气储能、飞轮储能等，常见的锂电池就是目前最主流的新型储能技术。

随着中国能源结构转型加快，风电、光伏等可再生能源发电在电力结构中的占比不断提高。但此类能源发电波动性大，为了维持电力系统稳定，能在发电高峰时充电、低谷时放电的储能电站重要性凸显。

张传名的公司在广东惠州参与建设的储能电站已经落地两年。2016年他从南方电网辞职创办九州能源有限公司，为客户提供售电、光伏电站等综合能源服务。近两年储能掀起热潮，他的公司也开始涉足。

“2021年业内就开始说那一年是‘储能元年’。”张传名向南方周末记者回忆，近几年储能的热度一直居高不下，行业发展比政策出台的速度更快。

据央视新闻报道，截至2023年底，中国已建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦，相当于1.4个三峡水电站的装机容量，可以满足2000万户居民的用电需求。2023年一年，全国新型储能新增装机规模已是“十三五”末的近10倍。

2024年，“发展新型储能”首次被写入政府工作报告，装机规模继续快速增长。国家能源局数据显示，截至2024年9月底，中国已建成投运新型储能较2023年底增长约86%，提前两年达成“十四五”规划的新型储能装机目标。

“对未来新型能源系统来说，储能是非常关键的环节。现在也是发展的关键时刻，有必要对行业进行规范，推动储能供需匹配、降低成本，实现高质量发展。”厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强向南方周末记者表示。

“两毛钱是关键节点”

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇向南方周末记者介绍，早在2009年中国就曾建设国家级储能示范项目，“十三五”期间考虑到未来可再生能源装机量的提升，对储能也有所部署。

2017年国家发展改革委、国家能源局等多部委曾联合出台指导意见，提出10年内“两阶段”目标，先实现储能由研发示范向商业化初期过渡，再现商业化初期向规模化发展转变。

“真正的爆发是在2020年前后。”刘勇解释，当时“双碳”目标提出，中国可再生能源发电装机快速增加，储能随之发展。

国家能源局公布的数据显示，2019年底全国可再生能源发电装机7.94亿千瓦，风电、光伏发电装机首次双双突破2亿千瓦。

到2024年6月底，全国可再生能源发电装机已经达到16.53亿千瓦，不到5年翻了一番，约占全国发电总装机的53.8%。风电光伏发电合计装机（11.8亿千瓦）已超过煤电装机（11.7亿千瓦）。

“风、光一上，肯定就要配储能了，它的不稳定性必须通过储能来解决。”刘勇说，以往电力系统调峰调频主要依靠火电和抽水蓄能，但这在新型电力系统下并不完全适用。

出于“双碳”目标和能源结构转型考虑，大量消耗煤炭的火电正在逐步缩减产能。抽水蓄能则对地质、水文条件有要求，有些地区并不适用，发展新型储能成为必然选择。

光伏、风电装机量的提高随之带来成本下降，进一步推动了储能的发展。

从2023年开始，风、光产业链出现明显降价潮。可再生能源行业研究机构锐轩咨询数据显示，2023年全年陆上风电项目均价降幅达28.6%，海上风电项目均价降幅12.9%。

光伏降价更明显。央广网报道称，2023年底光伏组件价格大幅下降，历史上第一次出现了每瓦低于1元的价格，这个价格只有年初的一半左右。

“现在中国把整个光伏和风电的成本已经做到极致了。”刘勇认为，风电、光伏降价将推动国内集中式地面电站项目装机扩容，进而拉动大型储能系统装机增量提升。

另一方面，储能也受益于新能源汽车产业发展带来的锂电池成本下降。作为目前新型储能的主流技术，这直接带动储能成本下降。

刘勇表示，由于各厂家密集布局、产能急剧释放，目前锂电池电芯的价格已经从2023年0.9元/wh下降到0.3元/wh左右。

“未来如果要大规模发展，两毛钱是一个关键节点。”刘勇算了一笔账，目前火电的成本是0.3元/wh左右，如果锂电池电芯价格能降至0.2元/wh，加上光伏的成本，就和火电大致相当，“有可能大规模取代火电”。

优化供需关系

林伯强认为，经过前几年的发展，新型储能的产能已经明显增长，相对需求而言产能过大，下一步的发展需要更加注重供需匹配。

储能在电力系统的应用可分为电源侧、电网侧、用户侧三个环节，由发电站、电网、工商业用户等分别建设。《行动方案》提出要推进电源和电网侧储能应用、拓展用户侧储能多元应用。同时强调要引导优化供需关系，防止低水平重复建设。

其中，电源侧项目以发电站配储为主，也就是投资商在建设光伏、风电等可再生能源电站时，需要按发电站容量配建储能设施作为消纳支撑。

近几年不少地方出台相关政策，不配储甚至不能并网，被业界视为“强制配储”。这在推动储能发展的同时也带来了利用率不高等问题。

《第一财经》2023年5月报道称，全国已有近30个省份出台“十四五”新型储能规划或新能源配储文件，新建新能源项目配储比例一般为10%及以上，个别达到20%。

贵州、河南等省份在相关文件中提出“对新建未配储能的新能源项目，暂不考虑并网”“未投运储能，电网不得调度及收购其电力电量”等要求。

但实际上，如果配储成本高于电价，或充放电成本高于发电成本，电源侧配储并无经济性。“强制配储的储能不少是放在那里当摆设，用不着。”张传名说。

2024年4月举办的第12届储能国际峰会上，中国工程院院士舒印彪提及，中国新型储能利用率不高，2023年新能源强制配储项目平均利用率指数为17%。电网侧、用户侧的这一数据分别为38%、65%。

张传名说，目前用户侧布局储能较为积极，因为可以通过峰谷价差套利。“在现货市场电价低的时点充电，在电价高的时点换电。”

比如晚上一度电可能只有0.4元左右，上午价格涨到约1元，如果晚上充好电到上午用电高峰期使用，一度电就能节省0.6元。不少工商业用户一天可以“两充两放”。

电网侧的差价则并没有这么明显。张传名表示，有些地区电网侧电力供需较为均衡，几乎没有购销差价，投资储能经济性较低。

“新型储能电站的建设一定要跟地方的电源结构和电网的规划结合在一起。”刘勇总结。

仍需技术突破

随着储能的发展，入局的企业越来越多。目前在企查查检索经营范围包含“储能”的企业，数量接近25万家，其中约20万家为小微型企业，10万家是最近1-3年内成立。

“原来注册做储能的今年已经有大概1万家出局了。”刘勇说，一些储能企业只有渠道资源，缺乏研发和制造能力，通过代工贴牌进行生产，竞争力不强，真正做储能的主要是一些头部企业，以宁德时代(300750.SZ)、比亚迪(002594.SZ)等为代表。

这些头部企业之前主要生产制造供电动汽车使用的动力电池，随着储能的发展逐渐转向。2017年前后不少储能用的就是动力电池技术，最近两年才开始向储能投入更多精力，集中研发生产储能专用电芯。

尤其是2023年，由于新能源汽车销量增速放缓，碳酸锂价格掉头向下，为了消纳产能，动力电池企业纷纷布局储能，国内前十大厂商均推出新的储能产品。

中国电力企业联合会数据显示，2024年上半年储能电池领域总能量排名前五的电池厂商总能量达24.17 GWh，占比67.78%。其中位居首位的宁德时代2024年上半年储能电池系统营收达288.2亿元，毛利率达到28.87%。

不过，在产能过剩、同质化竞争严重的行业环境下，储能赛道已经打响价格战，赚钱越来越难。

浙商证券统计数据显示，2024年5月，2小时储能系统和4小时储能项目EPC均出现了历史低价。2小时储能系统报价区间为0.57元/Wh至0.85元/Wh，平均报价为0.66元/Wh，同比下降约四成，环比下降约两成。

据万联证券统计，2024年一季度，储能产业链整体实现营收1390.59亿元，同比下降11.06%;实现归母净利润156.00亿元，同比下降6.09%。

《行动方案》提出，到2027年要培育千亿元以上规模的生态主导型企业3-5家。多位受访者向南方周末记者表示，这类企业最有可能是从动力电池发展起来的厂商，在供应链和研发上都占优势。

“其他企业怎么办？要么直接淘汰，要么被别人兼并重组，要么去拓展细分市场，在大型储能领域可能就不占优势了。”刘勇分析。

这意味着一场行业洗牌和整合或将展开。与此同时，区域集聚程度也将加深。《行动方案》提出，到2027年要基本形成产业主体集中、区域集聚格局，尤其支持长三角、京津冀、粤港澳大湾区、成渝地区等地聚焦新型储能领域。

刘勇表示，这几个区域的共同点在于，既是生产制造中心，又是用电负荷中心。不仅对新型储能需求大，也有供应链和人才优势，能够支持新型储能制造业发展。

另一方面，能源结构转变和新型电力系统建设也需要新的储能技术。

刘勇介绍，目前主流的锂电池储能时长通常在2-4小时左右，但随着可再生能源装机规模越来越大，对长时储能的需求将越来越明显，未来可能需要跨天、跨月甚至跨季的调峰资源。

基于此，《行动方案》提出适度超前布局氢储能等超长时储能技术。刘勇认为，氢能在长时储能上有技术优势，但目前产业链尚不完善，可能要到5-10年之后才能成熟。