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《沖擊“新動能”，儲能還要爬過幾個坡？》

如果鋰電池電芯價格能降至0.2元/wh，加上光伏的成本，就和火電大致相當。

“強制配儲的儲能不少是放在那里當擺設，用不著。”

氫能在長時儲能上有技術優勢，但目前產業鏈尚不完善，可能要到5-10年之后才能成熟。

近日，工業和信息化部發布《新型儲能制造業高質量發展行動方案（征求意見稿）》（下稱行動方案），提出到2027年培育千億元以上規模的生態主導型企業3-5家，支持長三角、京津冀、粵港澳大灣區、成渝地區集聚發展等目標。

新型儲能是指除抽水蓄能之外，以輸出電力為主要形式的儲能技術，包括電化學儲能、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等，常見的鋰電池就是目前最主流的新型儲能技術。

隨著中國能源結構轉型加快，風電、光伏等可再生能源發電在電力結構中的占比不斷提高。但此類能源發電波動性大，為了維持電力系統穩定，能在發電高峰時充電、低谷時放電的儲能電站重要性凸顯。

張傳名的公司在廣東惠州參與建設的儲能電站已經落地兩年。2016年他從南方電網辭職創辦九州能源有限公司，為客戶提供售電、光伏電站等綜合能源服務。近兩年儲能掀起熱潮，他的公司也開始涉足。

“2021年業內就開始說那一年是‘儲能元年’。”張傳名向南方周末記者回憶，近幾年儲能的熱度一直居高不下，行業發展比政策出臺的速度更快。

據央視新聞報道，截至2023年底，中國已建成投運新型儲能項目累計裝機規模達3139萬千瓦，相當于1.4個三峽水電站的裝機容量，可以滿足2000萬戶居民的用電需求。2023年一年，全國新型儲能新增裝機規模已是“十三五”末的近10倍。

2024年，“發展新型儲能”首次被寫入政府工作報告，裝機規模繼續快速增長。國家能源局數據顯示，截至2024年9月底，中國已建成投運新型儲能較2023年底增長約86%，提前兩年達成“十四五”規劃的新型儲能裝機目標。

“對未來新型能源系統來說，儲能是非常關鍵的環節。現在也是發展的關鍵時刻，有必要對行業進行規范，推動儲能供需匹配、降低成本，實現高質量發展。”廈門大學中國能源政策研究院院長林伯強向南方周末記者表示。

“兩毛錢是關鍵節點”

中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會秘書長劉勇向南方周末記者介紹，早在2009年中國就曾建設國家級儲能示范項目，“十三五”期間考慮到未來可再生能源裝機量的提升，對儲能也有所部署。

2017年國家發展改革委、國家能源局等多部委曾聯合出臺指導意見，提出10年內“兩階段”目標，先實現儲能由研發示范向商業化初期過渡，再現商業化初期向規模化發展轉變。

“真正的爆發是在2020年前后。”劉勇解釋，當時“雙碳”目標提出，中國可再生能源發電裝機快速增加，儲能隨之發展。

國家能源局公布的數據顯示，2019年底全國可再生能源發電裝機7.94億千瓦，風電、光伏發電裝機首次雙雙突破2億千瓦。

到2024年6月底，全國可再生能源發電裝機已經達到16.53億千瓦，不到5年翻了一番，約占全國發電總裝機的53.8%。風電光伏發電合計裝機（11.8億千瓦）已超過煤電裝機（11.7億千瓦）。

“風、光一上，肯定就要配儲能了，它的不穩定性必須通過儲能來解決。”劉勇說，以往電力系統調峰調頻主要依靠火電和抽水蓄能，但這在新型電力系統下并不完全適用。

出于“雙碳”目標和能源結構轉型考慮，大量消耗煤炭的火電正在逐步縮減產能。抽水蓄能則對地質、水文條件有要求，有些地區并不適用，發展新型儲能成為必然選擇。

光伏、風電裝機量的提高隨之帶來成本下降，進一步推動了儲能的發展。

從2023年開始，風、光產業鏈出現明顯降價潮。可再生能源行業研究機構銳軒咨詢數據顯示，2023年全年陸上風電項目均價降幅達28.6%，海上風電項目均價降幅12.9%。

光伏降價更明顯。央廣網報道稱，2023年底光伏組件價格大幅下降，歷史上第一次出現了每瓦低于1元的價格，這個價格只有年初的一半左右。

“現在中國把整個光伏和風電的成本已經做到極致了。”劉勇認為，風電、光伏降價將推動國內集中式地面電站項目裝機擴容，進而拉動大型儲能系統裝機增量提升。

另一方面，儲能也受益于新能源汽車產業發展帶來的鋰電池成本下降。作為目前新型儲能的主流技術，這直接帶動儲能成本下降。

劉勇表示，由于各廠家密集布局、產能急劇釋放，目前鋰電池電芯的價格已經從2023年0.9元/wh下降到0.3元/wh左右。

“未來如果要大規模發展，兩毛錢是一個關鍵節點。”劉勇算了一筆賬，目前火電的成本是0.3元/Kwh左右，如果鋰電池儲能系統成本能降至0.2元/Kwh，加上光伏的成本，就和火電大致相當，“有可能大規模取代火電”。

優化供需關系

林伯強認為，經過前幾年的發展，新型儲能的產能已經明顯增長，相對需求而言產能過大，下一步的發展需要更加注重供需匹配。

儲能在電力系統的應用可分為電源側、電網側、用戶側三個環節，由發電站、電網、工商業用戶等分別建設。《行動方案》提出要推進電源和電網側儲能應用、拓展用戶側儲能多元應用。同時強調要引導優化供需關系，防止低水平重復建設。

其中，電源側項目以發電站配儲為主，也就是投資商在建設光伏、風電等可再生能源電站時，需要按發電站容量配建儲能設施作為消納支撐。

近幾年不少地方出臺相關政策，不配儲甚至不能并網，被業界視為“強制配儲”。這在推動儲能發展的同時也帶來了利用率不高等問題。

《第一財經》2023年5月報道稱，全國已有近30個省份出臺“十四五”新型儲能規劃或新能源配儲文件，新建新能源項目配儲比例一般為10%及以上，個別達到20%。

貴州、河南等省份在相關文件中提出“對新建未配儲能的新能源項目，暫不考慮并網”“未投運儲能，電網不得調度及收購其電力電量”等要求。

但實際上，如果配儲成本高于電價，或充放電成本高于發電成本，電源側配儲并無經濟性。“強制配儲的儲能不少是放在那里當擺設，用不著。”張傳名說。

2024年4月舉辦的第12屆儲能國際峰會上，中國工程院院士舒印彪提及，中國新型儲能利用率不高，2023年新能源強制配儲項目平均利用率指數為17%。電網側、用戶側的這一數據分別為38%、65%。

張傳名說，目前用戶側布局儲能較為積極，因為可以通過峰谷價差套利。“在現貨市場電價低的時點充電，在電價高的時點換電。”

比如晚上一度電可能只有0.4元左右，上午價格漲到約1元，如果晚上充好電到上午用電高峰期使用，一度電就能節省0.6元。不少工商業用戶一天可以“兩充兩放”。

電網側的差價則并沒有這么明顯。張傳名表示，有些地區電網側電力供需較為均衡，幾乎沒有購銷差價，投資儲能經濟性較低。

“新型儲能電站的建設一定要跟地方的電源結構和電網的規劃結合在一起。”劉勇總結。

仍需技術突破

隨著儲能的發展，入局的企業越來越多。目前在企查查檢索經營范圍包含“儲能”的企業，數量接近25萬家，其中約20萬家為小微型企業，10萬家是最近1-3年內成立。

“原來注冊做儲能的今年已經有大概1萬家出局了。”劉勇說，一些儲能企業只有渠道資源，缺乏研發和制造能力，通過代工貼牌進行生產，競爭力不強，真正做儲能的主要是一些頭部企業，以寧德時代(300750.SZ)、比亞迪(002594.SZ)等為代表。

這些頭部企業之前主要生產制造供電動汽車使用的動力電池，隨著儲能的發展逐漸轉向。2017年前后不少儲能用的就是動力電池技術，最近兩年才開始向儲能投入更多精力，集中研發生產儲能專用電芯。

尤其是2023年，由于新能源汽車銷量增速放緩，碳酸鋰價格掉頭向下，為了消納產能，動力電池企業紛紛布局儲能，國內前十大廠商均推出新的儲能產品。

中國電力企業聯合會數據顯示，2024年上半年儲能電池領域總能量排名前五的電池廠商總能量達24.17 GWh，占比67.78%。其中位居首位的寧德時代2024年上半年儲能電池系統營收達288.2億元，毛利率達到28.87%。

不過，在產能過剩、同質化競爭嚴重的行業環境下，儲能賽道已經打響價格戰，賺錢越來越難。

浙商證券統計數據顯示，2024年5月，2小時儲能系統和4小時儲能項目EPC均出現了歷史低價。2小時儲能系統報價區間為0.57元/Wh至0.85元/Wh，平均報價為0.66元/Wh，同比下降約四成，環比下降約兩成。

據萬聯證券統計，2024年一季度，儲能產業鏈整體實現營收1390.59億元，同比下降11.06%;實現歸母凈利潤156.00億元，同比下降6.09%。

《行動方案》提出，到2027年要培育千億元以上規模的生態主導型企業3-5家。多位受訪者向南方周末記者表示，這類企業最有可能是從動力電池發展起來的廠商，在供應鏈和研發上都占優勢。

“其他企業怎么辦？要么直接淘汰，要么被別人兼并重組，要么去拓展細分市場，在大型儲能領域可能就不占優勢了。”劉勇分析。

這意味著一場行業洗牌和整合或將展開。與此同時，區域集聚程度也將加深。《行動方案》提出，到2027年要基本形成產業主體集中、區域集聚格局，尤其支持長三角、京津冀、粵港澳大灣區、成渝地區等地聚焦新型儲能領域。

劉勇表示，這幾個區域的共同點在于，既是生產制造中心，又是用電負荷中心。不僅對新型儲能需求大，也有供應鏈和人才優勢，能夠支持新型儲能制造業發展。

另一方面，能源結構轉變和新型電力系統建設也需要新的儲能技術。

劉勇介紹，目前主流的鋰電池儲能時長通常在2-4小時左右，但隨著可再生能源裝機規模越來越大，對長時儲能的需求將越來越明顯，未來可能需要跨天、跨月甚至跨季的調峰資源。

基于此，《行動方案》提出適度超前布局氫儲能等超長時儲能技術。劉勇認為，氫能在長時儲能上有技術優勢，但目前產業鏈尚不完善，可能要到5-10年之后才能成熟。

原文：《沖擊“新動能”，儲能還要爬過幾個坡？》，南方周末，衛琳聰、林葉、星歌

原文鏈接：沖擊“新動能”，儲能還要爬過幾個坡？