2024年以来，储能行业发展陷入了“冰火两重天”的境地。一边是供应不断增加，一边是需求不旺，行业“内卷”更是让各环节“价格战”愈演愈烈。
随着新型电力系统建设提速，利用储能调节电力的需求日益增加。储能行业如何实现更加健康可持续的发展，成为了业内关心的重要问题。
中国化学与物理电源行业协会秘书长王泽深向记者表示，当前，受新能源大基地建设、分布式光伏发展、区域弱电网运行等因素影响，保障电力安全可靠供应面临多重考验，新型电力系统对储能的需求将不断增长，对储能的支撑、调节能力也提出了更高要求。
储能行业发展热火朝天，发展前景有目共睹。在近日举办的碳中和能源高峰论坛暨第四届中国国际新型储能技术及工程应用大会与新型储能技术青年科学家论坛上，中国工程院院士、南方电网公司首席科学家饶宏表示，目前，新型储能装机约占新能源3.2%；到2025年，新型储能规模可能突破1亿千瓦，约占新能源6.7%，正在形成事实上的“规模化”发展。“截至今年6月底，全国累计投运新型储能电站数量达到3040个，源、网、用电侧占比分别为29%，16%，55%。新能源基地送出、弱系统构网、分布式光伏并网、电网调频调压、黑启动、绿色微网等推动新型储能需求显性增加，应用场景多样化。”饶宏说。据饶宏介绍，截至6月底，我国累计发电装机30.7亿千瓦、新能源装机11.8亿千瓦，正在逐步形成事实上的“新能源为主体”的新型电力系统（初级阶段形态）。值得一提的是，在今年7月份，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027）》提出，探索应用一批新型储能技术。围绕不同应用场景对爬坡速率、容量、长时间尺度调节及经济性、安全性的需求，探索建设一批液流电池、飞轮、压缩空气储能、重力储能、二氧化碳储能、液态空气储能、钠离子电池、铅炭电池等多种技术路线的储能电站。通过合理的政策机制，引导新型储能电站的市场化投资运营。近日，中共中央、国务院印发《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》提出，加快构建新型电力系统。加强清洁能源基地、调节性资源和输电通道在规模能力、空间布局、建设节奏等方面的衔接协同，鼓励在气源可落实、气价可承受地区布局天然气调峰电站，科学布局抽水蓄能、新型储能、光热发电，提升电力系统安全运行和综合调节能力。建设智能电网，加快微电网、虚拟电厂、源网荷储一体化项目建设。加强电力需求侧管理。深化电力体制改革，进一步健全适应新型电力系统的体制机制。到2030年，抽水蓄能装机容量超过1.2亿千瓦。上述政策凸显了储能在当前和未来提高电力系统调节能力的重要性和迫切性。天合储能产品研究院院长杨凯表示，储能在电力系统起到了“蓄水池和调节器”作用，在能源转型中扮演着重要角色。全球电化学储能近几年飞速发展，预计2028年全球储能装机量将超过1000GWh。
不过火热背后，储能发展也面临诸多挑战。上述大会同期发布的《中国新型储能产业发展分析报告（2024年1—6月）》（以下简称《报告》）提出，梳理近一两年来储能行业的发展脉络就会发现，储能领域价格战最先开始来自结构性过剩的电芯领域，随即引爆直流侧系统价格持续走低，继而交流侧系统价格战不断下探。《报告》显示，储能电芯平均价格从2023年年初的0.9元/h至1元/h下降至2024年年中的0.3元/h至0.4元/h，价格跌至三分之一。与此同时，相比年初，储能系统平均价格降至约0.5元/Wh至0.6元/Wh，亦超过50%。随着行业“价格战”的愈演愈烈，储能设备价格已经逼近甚至低于成本价，企业分化加剧，部分企业的盈利情况堪忧，行业洗牌危机隐现。对于当前背景下储能系统如何突围，杨凯表示，根据预测，未来储能市场整体价格或将继续下降。从目前的材料或集成技术来讲，还会遇到很多瓶颈，所以行业内企业应转变思维。杨凯提出三点建议，一是防止内卷、防止低价竞争；二是从质量角度考虑竞争，提高质量，提高安全；三是从性能角度来抓住客户，提高产品寿命和效率。中国化学与物理电源行业协会储能应用分会副秘书长陈永翀则向记者表示，未来五年左右，针对不同储能应用场景的几大技术路线将基本定型。特别是2023年锂电上游材料和中游设备的大降价，基本奠定了基于磷酸铁锂材料的新型储能成本优势，在此基础上再进一步开发高安全大容量储能专用电池是行业发展的必然趋势。“‘调节资源’对于电力系统来讲是非常重要的，一是对电力保供的作用；二是对电力安全的作用。”饶宏表示，储能现在处在战略机遇期，有很好的市场前景。但在快速增长的同时，新型储能在安全性、高效性、经济性方面还有不小的提升空间，特别是利用效率问题。
