当储能行业进入 2023 年，说了很多年的“爆发元年”真的迎来了引爆点。
4 月 7 日，6 万人涌进了北京石景山的首钢园——这里曾是首都钢铁集团的厂房高炉区，2022 年冬奥健儿在这里挥洒竞技激情。如今，大家来看的，是储能产品，第十一届储能国际峰会暨展览会（ESIE 2023）在这一天开幕。
很难想象，一个能源行业细分领域的展览，能吸引如此多的观众观展。一些头部企业的新品发布，人头攒动，水泄不通——这样的场景只有在春运的北京西站能看到。储能行业高涨的热度，在春日的北京瞬间拉满。
但是，在谈及行业发展时，参展企业都免不了皱下眉头。由于电力市场化交易和储能上网电价政策迟迟没有出台，导致储能电站缺少可行的商业模式。现在的装机需求，大量是由于风光项目要求强制配储拉动的。业主只是为了满足配储要求，不少储能电站就是“建而不用”的假把式。
由此可见，储能行业火爆背后，潜藏着一把虚火。“内卷分两个层次，一个是伪内卷，一个是真内卷，现在的储能行业属于前者。”远景集团高级副总裁田庆军向华夏能源网（公众号 hxny3060）分享了这样的观点。他认为，储能行业的良性发展，亟需政策端和企业端共同发力，避免行业乱象带来伤筋动骨之痛。
规模上量背后存隐患
储能火爆背后的虚火来自哪里？强制配储的政策是最大的推手之一。
风电、光伏装机的快速提高，随之而来的就是其随机性和波动性问题。在传统能源可控可调可稳定的对比下，新能源成为了电网企业稳定运行的“难点”。想要满足电网要求，必须有调峰电源来匹配新能源发展。
为了解决新能源消纳问题，增强电网稳定性，发电侧强配储能政策在各地频繁出台，或者以“路条”方式倒逼发电侧自己承诺自愿建。“谁带来的问题谁解决”这个原则似乎也说得通，新能源发电侧承担成本与代价，来解决由此带来的发电波动性问题。
不可否认的是，强制配储政策的出台，确实让储能行业快速发展了起来。
根据日前发布的《储能产业研究白皮书 2023》，我国新型储能 2022 年底累计装机规模突破了 10GW，达到 13.1GW/27.1GWh，功率规模年增长 128%，能量规模年增长 141%。2022 年新型储能新增规模创历史新高，达到 7.3GW/15.9GWh，功率规模同比增长 200%，能量规模同比增长 280%。
但是，在耀眼的数字背后，很多电站动辄耗资数千万配置的储能电站大多成为了“摆设”，所储电力很少被调用。伫立在站场边那一排排集装箱柜子，和一堆废铁没什么区别。
有储能领域的上市公司甚至公开在投资者交流会上表示，针对强制配储的要求，“尽量使用二线品牌的电芯。”此外有行业人士向华夏能源网（公众号 hxny3060）透露，有几起爆炸起火的储能电站，就是因为节省成本用了拆卸下来的梯次利用产品，所以出了问题。
“为了满足配储要求，开发商在采购储能系统时，基本以价格作为最优先考虑，谁便宜就用谁的。”田庆军告诉华夏能源网（公众号 hxny3060），“坦白说，强制配储这两年是把储能市场刺激起来了，但这对于行业未来其实是利空。大家在追求低价而非高质量，储能没有发挥价值，存在廉价低质储能泛滥、配储利用率不足、调度可用性差等问题。”
中国电力企业联合会在去年 11 月发布的《新能源配储能运行情况调研报告》，这提到了一个数字——6.1%，这是根据新能源配储计算的储能等效利用系数，排在各个环节储能利用系数的最末尾。这也印证了田庆军所言不虚。
有能源央企人士向华夏能源网（公众号 hxny3060）直言不讳地说道，强制配储在实质上造成了社会资源的巨大浪费。由于储能在目前电力系统中的定位不明确，没有确定的盈利方式；同时，从电网运行的本质上看，新能源发电侧配储有些“鸡肋”，无论是调峰还是消纳，效果都不明显。
针对行业现状，田庆军认为，应该适当解耦新能源和储能装配，并按节点细化储能配备要求，避免资源浪费。如预测节点未来负荷和新能源波动情况，结合辅助服务市场价格信号，核定一定周期内的电力系统调节成本，新能源可通过按月 / 年缴纳调节成本、租赁储能或装配等价的储能容量等多种方式来履行该节点上新能源应承担的电力系统调节义务。
降本关键应是技术创新
强配储能带来的装机量快速增长，营造出了一种“表面上的热闹”，行业“伪内卷”也愈发严重，为了降本甚至动起了“歪脑筋”。
作为储能系统的核心，电芯成本占到整个系统的 60%，其性能与储能系统的容量和循环次数直接相关。有些厂商就采用“虚标”的方法，让自己的储能系统参数“看上去很美”，让价格很值。
日前，有媒体报道称，有用户购买的储能系统，实际标称电量 1000kWh，初始可用电量 900kWh（放电深度约 90%），第一年末电芯损耗约 2.2%，剩余可用电量约 880kWh，系统综合效率为 87%，但最终输出电量只有 880*0.87=765.5 kWh，只有标称电量的 77%。
另有统计机构数据显示，储能系统在循环次数虚标上也同样严重，相当部分大储电池在实际循环 6000 次后即无法正常使用，与标榜的 8000 次甚至 10000 次差距明显。看起来是价格便宜，但品质下降了，电站全生命周期度电成本是抽水蓄能的 2 - 3 倍。
另外一方面，原材料价格的暴涨暴跌，又是储能企业所无法把控的变量。
自 2021 年开始，储能用碳酸锂价格从 15 万元 / 吨左右飙升至 2022 年末的近 60 万元 / 吨，接近四倍的价格涨幅，让整个储能行业备受成本之苦。
今年以来，原材料价格又开始大跌。据上海钢联 4 月 13 日发布的数据，电池级碳酸锂跌 4000 元 / 吨，均价报 19.5 万元 / 吨；工业级碳酸锂跌 6500 元 / 吨，均价报 16 万元 / 吨。相较去年末接近 60 万元 / 吨的原材料价格，目前已经跌去三分之二。
跟随碳酸锂价格下跌，储能产品也坐上了“滑梯”。华夏能源网（公众号 hxny3060）注意到，2022 年农历春节前，市面上主流的 0.25C 储能系统还在 1.4 元 /Wh 左右，但到目前这个价格已经降至 1.1 元 /Wh 左右。这样的走势还没完，互相杀价还在继续。
如此的价格走势，反映出目前的储能行业尚未进入到由技术驱动带来的降本周期，还是随着原材料价格来涨跌起落。
“储能价格不应该由矿产资源来定义，否则供应链将会极度不安全，非常危险。价格应该回归市场本质，由技术定义，通过技术创新与迭代实现降本才是合理之途。”田庆军告诉华夏能源网（公众号 hxny3060）。
在田庆军看来，现在储能行业的市场状态，与风电行业曾经经历的“1.0 阶段”非常相似，那个时代的风电行业就是组装，在国内有超过一百家整机企业。后来风电行业进入了“2.0 阶段”，开始去研究一些核心零部件；到现在则进入了“3.0 阶段”，在自研之外，自主制造核心零部件。
“就像现在的风机行业，无论钢材怎么涨价，风机的价格一直在有序下行，这是技术创新的贡献，也是一个行业的自然规律。储能行业要跟风机一样，走向技术降本的正途。”田庆军表示。
多措并举破除制约因素
远景科技集团成立于 2007 年，由旗下智能风电、智慧储能系统技术和绿氢解决方案企业远景能源，电池企业远景动力，智能物联网企业远景智能三大主要业务板块组成。
2019 年，远景收购日本日产旗下的动力电池业务板块，开始深度介入储能行业。作为在中国新能源市场中摸爬滚打超过 15 年的企业，远景对于储能有自己的理解。以科技创新、全栈自研为抓手，远景致力于提供安全、经济、高效的储能产品。
在 ESIE 2023 展会上，远景发布了新一代液冷智慧储能产品。产品搭载着远景动力自研的大容量 315Ah 电芯，较上一代能量密度提升 11%，循环次数达 12000 次以上，提升储能设备的全生命周期内放电总容量，满足全系统 20 年安全可靠运行要求。
结合新一代储能专用电芯及高度集成的系统设计，能够将度电成本降低约 30% 以上，并将单体储能集装箱能量密度进一步提升到 290kWh/m^2，系统支持肩并肩布置方式，相比于上一代液冷产品单套直流系统节约占地面积 40% 以上，从而节约储能项目的场站建设成本。
“远景有一个理念，储能的本质是交易。”田庆军告诉华夏能源网（公众号 hxny3060），“储能不交易就是哑终端，只能通过充放电的交易才能产生经济上的价值。产品过硬是一切一切的基础，行业迈过当前的不成熟期后，竞争的核心将回归产品与技术，踏踏实实做好产品永远不会错，技术创业是储能产业不可偏离的主航道。”
针对目前行业存在的一些问题，田庆军也提出了自己的建议：
首先，希望能够提高峰谷价差，让储能通过参与电力交易盈利。峰谷价差是储能投资评估时的重要考虑点，而现货市场可进一步拉大峰谷价差来激励储能投资，如提高现货价格申报及出清上限，降低出清下限甚至可考虑负价出清。
其次，完善辅助服务市场，让储能充分体现价值创造。国外成熟电力现货市场中，储能收益的 60%~70% 均来自各类辅助服务品种，尤其长期看储能大规模并网后峰谷价差会收窄，降低峰谷价差套利空间，从而会抑制储能投资，因此储能投资回收渠道不应局限于电能量现货市场。
第三，完善容量电价和容量市场。以山东为例，独立储能可获得相应的容量补偿以体现其提供有效发电容量的市场价值，其次容量市场或者容量电价本身是国内外市场中没有稀缺电价机制来实现机组固定投资成本回收时的主流选择。
最后，要保持政策的连续性和确定性。新能源在发展过程中受到政策的强力支撑才发展到今天。储能是十年生命周期的资产，如果政策一改变，前期的投资模型全部被推翻，储能目前的商业模型完全来自政策，政策的不确定性和不连续性对储能投资会产生巨大挑战。
来源 / 华夏能源网
