中国储能网讯：在高速增长之下，“内卷”“淘汰”成为行业热词，但“双碳”目标始终使得新型储能有其想象空间。2023年材料和制造环节的大幅降价是否会给应用端带来新变化？电力市场将如何影响储能投资前进的脚步？2024年新型储能领域仍然复杂多变，充满看点。

更加关注电价对投资的影响

2023年9月和10月，国家发展改革委和国家能源局印发《电力现货市场基本规则（试行）》《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》两份文件，为现货市场建设按下加速键。按照通知的安排，除西藏外，全国其他地区都至少要在2023年底前具备结算试运行条件。

目前，山西、广东现货市场先后由试点转为正式运行，多地已经开展调电试运行或结算试运行。在青海、宁夏等地，独立储能已经参与到现货市场试运行中。

首批电力现货试点通常都是在市场初步建立后引入独立储能作为新的市场主体，但随着试点的成熟以及现货建设的范围扩大，储能电站参与电力现货的节奏预计将明显加快。

现货市场建设的推进很可能会对储能的收益模式带来重大改变。例如，过去投资者很关注政策层面对调峰次数的保障，但在现货环境下，调峰实际上是通过现货市场的价格信号引导发电侧改变自身的供给实现的，这将给传统的调峰方式带来冲击。已实现电力现货市场连续试运行的甘肃省就在2023年以调峰容量市场取代了传统上按电量计算调峰辅助服务品种。这种政策改变对于储能投资运营的影响取决于各地具体的市场设计。

最早引入独立储能参与电力现货市场的山东就曾几度修改规则，每次都会对储能电站的收益产生一定影响。由于已有试点地区探索在先，其余地区在建现货市场时储能相关的规则变动可能会相对平稳。对于投资者来说，要注重评估电力市场改革进展。另一方面，深入了解投资所在地的发电和负荷特性、价格走势，积累电力市场交易经验，也将成为投资新型储能电站尤其是独立储能的必修课。

在用户侧，工商业储能投资需要分外关注分时电价政策的变动。

2021年国家发展改革委印发《关于进一步完善分时电价机制的通知》，提出分时电价政策要适应新能源大规模发展、电力市场加快建设、电力系统峰谷特性变化等新形势新要求，此后各地分时电价政策调整日渐频繁。山东在2022、2023、2024年连续三年调整工商业分时电价。浙江于2021年底调整大工业用户分时电价后，也在2024年初对外征求意见再次调整工商业分时电价。随着现货市场的建设，现货市场价格信号也将对分时电价形成引导。分时电价政策未来将更加灵活、更加市场化。

峰谷分时电价的存在是工商业储能商业模式的关键。电价的时段划分、价差幅度取决于当地的用电负荷特性、新能源装机占比、系统调节能力等多种因素。这些因素的变动都可能对工商业储能投资带来影响。

因此，无论是现货市场的建设，还是分时电价的变化，都提醒投资者以动态的眼光看待目标市场，这也意味着新型储能电站投资的专业化程度将越来越高。

更加期待多技术路线的产业化

2024年1月24日，国家能源局公布了新一批新型储能试点示范项目，共56个项目入选。这批示范项目中，单纯的锂离子电池项目不到三分之一，压缩空气、液流电池、钠离子电池、二氧化碳储能、重力储能等多种不同的技术路线都有项目入选。

新型储能通常是指抽水蓄能以外的各类能源储存技术。在锂电池储能继续占据新型储能主流的同时，电力系统对于其他各类技术路线的重视也在不断提升。

2023年，多款搭载钠离子电池的新能源汽车进入《道路机动车辆生产企业及产品公告》。在储能应用上，中科海钠在2023年12月向南方电网交付10兆瓦时钠离子电池储能系统电芯，电芯将用于钠离子电池储能系统试制验证和性能评估。

2023年钠离子电池技术开始不再停留于内部研发与示范，开始拥有外部客户。钠离子电池最初备受追捧，主要源于其成本低于锂电池，但2023年锂电池价格“大跳水”，目前钠离子电池价格优势并不明显。

液流电池技术在2023年格外受资本追捧，一部分投资者把目光转向了这种充放电时间更长和寿命更长的技术。据中国储能网不完全统计，2023年以来发生在液流电池领域的融资事件有14起，融资规模超过了27亿元，涉及全钒液流电池、铁铬液流电池和锌铁液流电池。针对液流电池的招标规模也在增加，主要仍集中在成熟度最高的钒液流电池上。降本是目前行业努力的重要方向。

飞轮储能项目更多以混合储能的形式出现，通常与磷酸铁锂电池储能组合，共同用于一次调频或二次调频，目前大部分新项目都落户山西。2023年，飞轮储能公司坎德拉新能源签约了长治市潞城区100MW独立储能电站项目，其公司官网称，预计电站参与山西一次调频市场，内部收益率可超过10%。飞轮储能尽管在整个储能领域份额较小，但其大功率调节和快速响应的能力，仍可能在调频市场中有所斩获。

在过去几年中，新能源配储“建而不用”实际反映了供给与需求的错配。随着新能源发电占比不断提高，一方面，电力系统需要能够支撑更长时间的调峰资源，这既包括已获得容量电价政策的煤电机组，也包括各类长时储能技术。另一方面，新能源发电渗透率提高后，系统惯量下降，这要求系统拥有数量更多、响应速度更快的调频资源。单纯依靠配置固定比例的锂电池储能难以完成这些使命。

已有行业专家指出，现有新型储能技术还不能够很好解决新能源消纳问题，而电力系统的调节需求之大，各类储能技术如能在产业化的路上逐步降低成本，提升效率和性能，也都有望获得属于自己的一份发展空间。

更加注重储能发挥使用价值

在前期不断的产能扩张之下，2023年供需形势逆转，新型储能领域刚刚爆发就开始面临过剩。据相关行业协会统计，锂电储能行业产能利用率目前利用率不足50%，低价竞争走向白热化，淘汰赛不可避免。

与此同时，2023年证监会推出了收紧IPO、限制再融资等一系列政策，一级市场投资降温，过去备受追捧的储能赛道单纯依靠资本迅速做大规模不再容易。

当“卷”价格、“卷”规模都不再容易，剩下的选择更可能是提升自身的核心竞争力，“卷”质量与服务，满足用户在储能安全、可靠性以及多维度发挥价值创造收益等各方面的关切。

早期新型储能电站普遍缺乏实际运营数据。近几年，随着新增储能投运规模不断增加，用户也将越来越有条件了解到储能产品的实际使用表现。尽管新型储能领域玩家众多，但企业之间的分化预计也将越来越明显，这考验着企业对市场的洞察和对技术的把控。

据彭博新能源财经对全球储能产品成本的统计，2023中国的储能系统成本最低，平均比欧洲和美国分别低43%和50%。中国企业在海外市场具有很强的价格竞争力。在海外市场，新型储能利润空间更大，但安全与质量问题同样不可小视。曾有多位在海外拓展新型储能业务的从业者表示，要十分注意避免在海外出现安全事故，否则可能面临高额赔偿。

在产能过剩的大背景下，海外市场也已经成为中国企业必争之地。但各国制度环境不同，尤其英国、美国、澳大利亚等一部分国家在司法中广泛采用惩罚性赔偿制度，对于事故赔偿不限于弥补当事人的损失，而是可能通过更高的赔偿金额遏制类似侵权行为在未来继续发生。因此，在这些国家中，如果出现严重事故可能会给企业的业绩带来极大的负面影响。

无论在国内还是国外，新型储能都已经没有那么“新”了。它正在从一类较为前瞻的技术逐渐转变为高比例新能源电力系统里越来越常规的话题。概念的泡沫将逐步挤出，新型储能技术如何长期稳定地在电力系统中发挥作用，企业如何在这条长而宽广的赛道上存活并保持领先，始终值得期待。