文\罗冉

导语：11月6日，工信部发布《新型储能制造业高质量发展行动方案（征求意见稿）》。意见稿提出，到2027年，我国新型储能制造业全链条国际竞争优势凸显，优势企业梯队进一步壮大，产业创新力和综合竞争力显著提升，实现高端化、智能化、绿色化发展新型储能制造业规模和下游需求基本匹配，培育千亿元以上规模的生态主导型企业3-5家。

意见稿提到，加快锂电池、超级电容器等成熟技术迭代升级，支持颠覆性技术创新，提升高端产品供给能力。推动钠电池、液流电池等工程化和应用技术攻关。发展压缩空气等长时储能技术，加快提升技术经济性和系统能量转换效率。适度超前布局氢储能等超长时储能技术，鼓励结合应用需求探索开发多类型混合储能技术，支持新体系电池、储热储冷等前瞻技术基础研究。

意见稿还指出，推动“光伏+储能”系统在城市照明、交通信号、农业农村、公共广播、“智慧车棚”等公共基础设施融合应用，鼓励构建微型离网储能系统。发展个性化、定制化家用储能产品。

我国储能产业发展迅猛

火电是传统电力系统的“压舱石”,储能是新型电力系统的“压舱石”。尽管火电同样具有灵活性调节功能,但它只能放电,不能储电,因此在新能源发展规模较小时可以起到很好的调节作用,但若新能源大规模发展,仅仅依靠火电的“放电”调节是远远不够的,必须有具备“储电”和“放电”功能的储能技术参与调节。另外,火电与新能源发电存在发电量占比的直接竞争关系。因此,这就是新能源大规模发展的同时,火电需要有序退出（但不是完全退出）的技术原因。

储能的主要作用是支撑新能源的大规模发展。新能源发电不稳定，如果没有新能源的大规模发展,就不需要大规模的储能。储能应用于风电、光伏发电,能够平滑功率输出波动,储存高峰电力,降低其对电力系统的冲击,提高电站跟踪计划出力的能力,为可再生能源电站的建设和运行提供备用能源。

国家发展改革委能源研究所原所长、中国能源研究会常务理事戴彦德表示，目前全球能源消费中，非化石能源占比不到20%。许多机构提出，全球若要达到碳中和目标，未来太阳能和风能在发电中的占比需要达60%以上。因此，无论从中国还是全球来看，储能市场均有巨大的潜在增长空间。

储能主要区分为传统储能与新型储能，前者主要是指抽水储能，后者则包括电化学储能以及压缩空气储能等。就国内情况看，抽水蓄能是目前最主要的储能方式，且无论是技术积累还是商业模式都较为成熟，但抽水储能受到地理位势空间的严格限制，不仅启动速度慢，建设周期长，而且资源禀赋有限与成本较高。因此，仍需大力大力发展新型储能。

国家智能制造专家委员会主任苏波预测，到2025年，我国新型储能累计装机将达到100GW，行业总产值将超过万亿元；到2030年，新型储能累计装机将达到220GW，行业总产值将超过3万亿元。

图片来源：智研咨询

由于我国储能市场空间巨大,前景广阔,储能成为各地政府发展经济新动能重要抓手,政策频度和力度持续加力。仅2023年我国共发布源网侧储能相关政策236条，主要涉及新型储能产业发展、储能示范应用、规范管理、电价改革及多元化、智能化应用。地方层面，仅2023年1-10月份, 出台相关政策就超过400项，涉及技术装备研发、电价与市场交易、储能补贴、“十四五” 规划、新能源配储及建设规划等各方面。

在政策的推动下,众多企业纷纷进入储能产业各个环节,产业投资加速增长,掀起全产业链扩产大潮,储能装机规模成倍、翻番地增长,尤其是新型储能。据中关村储能产业技术联盟最新披露的行业统计数据,2022年我国新型储能新增装机规模达7.3吉瓦/15.9吉瓦时,功率规模同比增长2倍,能量规模同比增长2.8倍。2023年新增装机规模达21.5吉瓦/46.6吉瓦时,3倍于2022年水平,连续3年单年新增装机超过前期累计装机规模。全国约27个省区市规划了“十四五”时期新型储能装机目标,总规模约84吉瓦,超过国家之前规划的两倍。

国家能源局数据显示，截至2024年9月底，全国已建成投运新型储能5852万千瓦/1.28亿千瓦时，较2023年底增长约86%。国家能源局持续引导各地因地制宜发展新型储能，从地区来看，华东地区新型储能装机增长较快，今年新增新型储能装机超过900万千瓦。从省份来看，江苏、浙江、新疆装机快速增长，今年新增装机分别约500万千瓦、300万千瓦、300万千瓦，成为电力系统稳定运行的重要组成部分。

在“双碳”目标下，我国储能产业已“初长成”，并在全球处于领先地位。受益于我国长期在新能源领域积累的技术沉淀、创新优势、人才优势，智能化装备制造优势以及供应链管理所形成的完备工业体系为新型储能产业链的高质量发展提供了保障，尤其是形成了以锂离子电池为代表的大储、工商储、户储、应急电源、绿色微电网等为代表的先进完善的产业体系。

需要强调的是，无论是抽水储能还是电化学储能，还是压缩空气储能，都相应组成了一个紧密关联且完整的产业链条。上游有原材料和生产设备；中游有由电池组、电池管理系统（主管电池状态）、能量管理系统（主管能量调度）以及储能变流器（主管电流转换）等组成的储能项目建设与集成系统，下游有储能产品安装以及终端用户等。对于全球主要经济体来说，不仅要争夺产业链的高端话语权，如产品与项目的标准控制，更要抢夺产业链的贸易增值，如产品与技术服务的输出能力，以及为保护本国产业与产品的准入壁垒设置等。

火热背后的危机

一是结构性过剩，低价竞争。行业扩张过快，但市场应用规模有限，部分企业不得不牺牲短期盈利、打价格战、做亏本买卖,参与市场竞争。据寻熵研究院调查统计,由于碳酸锂价格下降83%,叠加电芯产能过剩、参与厂商众多、竞争激烈等因素,2023年储能电芯和储能系统价格大幅下降,其中,2小时储能系统平均报价下降44%，4小时储能系平均报价下降47%。

二是地方新能源强制配套储能项目“只管生，不管养”，造成大量项目建设浪费。储能电站和新能源场站虽然建在同一片区域,但它们分别被电力调度机构直接调用,储能并没有严格从属配合局域新能源的并网发电,发挥应有的价值。

以青海省为例,2023年青海全省清洁能源装机突破5000万千瓦,占总装机93%,新能源发电量首次超过水电成为省内第一大电源。但2023年1至8月,青海弃光率10.5%,高于同期全国平均水平1.7%,同时青海在晚上、冬天的用电缺口大,需从邻省购买高价火电来补充不足。青海省在2021年就发布政策开始实行“新能源+储能”一体化开发模式,要求新建新能源项目配置储能设备比例不低于10%、储能时长2小时以上,但事实上储能设施的配置未能充分提升新能源电力的利用率。截至2023年11月底,在青海海南州和海西州的两大“玻璃海”区域,仍有超过1000万千瓦已建成的光伏电站在排队等待并网。

三是运营模式和市场机制尚不完善，企业赚不到钱。尽管国家出台了诸多政策和文件均强调储能参与电力市场,可通过容量租赁、现货市场、辅助服务市场和容量补偿等方式获得收益,但由于我国电力市场以计划调度和双边协商为主,市场化程度相对较低,大多省份上述收益不能同时获得。对于独立储能项目,除山东、广东等地,多数省份地区无法形成可观收益。

以宁夏为例,其独立储能盈利模式为“容量租赁+调峰辅助服务”,目前容量租赁价格保持在105-150元/kWh/年区间,调峰辅助服务补偿价格上限为0.6元/kWh,参考近期的储能电站建设成本,假设电站年调用次数300,容量租赁价格120元/kWh,首年租赁量为100%,后每三年递减5%。以20年的运营期计算,项目的IRR理论值仅为3.9%。因缺乏合理市场机制,收益模式单一,在容量租赁比例和调用次数降低的情况下,更无法保证利润。

四是长时储能亟待突破。随着光能、风能占比逐渐上升,其发电的间歇性对电网影响将越来越大,要解决这个问题,光靠建造更多输电网络远远不够,必须依靠不同时长的规模化、高安全性储能技术,尤其是大容量、长时间、跨季节调节的长时储能技术。它不仅能在更长时间维度上调节新能源发电波动,还能在极端天气下保障电力供应,降低社会用电成本。我国长时储能技术发展相对滞后,规模化和产能扩大面临瓶颈,目前建设的绝大多数长时储能满足要求的仅仅有极少数的熔盐热储能光热电站,几个少量的压缩空气储能以及部分液流电池储能等示范项目。

五是出口遭遇贸易保护主义。我国储能产业凭借技术、成本以及产业链优势,目前已成为引领全球的优势战略产业。在国内产能扩张过速、市场竞争博弈加剧、商业模式尚需改善的背景下,很多储能企业选择市场盈利模式更为明晰,利润率更高的海外市场,通过出口产品、与国外企业合作甚至海外建厂的方式向国际化发展。但由于当前国际环境日趋错综复杂,储能行业面临“贸易保护”“产品本地化要求”等方面的挑战。例如,为争夺储能这一战略制高点,实现产业链本土化,美国、欧盟通过《通胀削减法案》、“碳关税”等政策设定贸易壁垒和政策壁垒,抢占电池材料、电池产品等方面国际标准话语权,一定程度上削弱我国储能产品国际竞争力,挤压我国储能产业国际市场空间。

工信部推动新型储能制造业高质量发展

11月6日，工信部就《新型储能制造业高质量发展行动方案（征求意见稿）》公开征求意见。目标为到2027年，新型储能制造业规模和下游需求基本匹配，培育千亿元以上规模的生态主导型企业3-5家。新型储能系统能量转化效率显著提升，热滥用和过充电不起火、不爆炸，实现新型储能电站电池模块级精准消防，保障全生命周期使用的安全可控。

意见稿提出，要实施新型储能技术创新行动，发展多元化新型储能本体技术。面向中短时、长时电能存储等多时间尺度、多应用场景需求，加快新型储能本体技术多元化发展，提升新型储能产品及技术安全可靠性、经济可行性和能量转化效率；加快锂电池、超级电容器等成熟技术迭代升级，支持颠覆性技术创新，提升高端产品供给能力；推动钠电池、液流电池等工程化和应用技术攻关。发展压缩空气等长时储能技术，加快提升技术经济性和系统能量转换效率；适度超前布局氢储能等超长时储能技术，鼓励结合应用需求探索开发多类型混合储能技术，支持新体系电池、储热储冷等前瞻技术基础研究。

意见稿表示，要组织开展新型储能制造业发展战略研究，引导企业把握发展节奏，结合区域内产业基础、市场需求等情况，合理制定产业发展目标，有序部署产业规模。鼓励储能电池及关键材料企业向可再生能源富集、矿产资源充足、运输条件便利、基础设施完善、应用场景丰富的区域聚集；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，培育发展先进制造业集群，加快构建战略引领、创新驱动、专业赋能的产业发展格局。

针对新型储能供给侧结构性改革，意见稿提出，着力扩大有效需求，推动实现需求牵引供给、供给创造需求的高效联动发展。引导上下游稳定预期，完善配套体系，支持产业链上下游企业加强供需对接，推动形成产业链融通发展的协同联动机制。引导各地区科学有序布局新型储能制造项目，依托研究机构开展行业运行监测预警，防止低水平重复建设。

在提升标准体系支撑水平方面，意见稿要求，推动新型储能技术创新与标准化相互支撑、协同发展。加强钠电池、固态电池、液流电池标准布局，加快新型储能产品安全、配套关键材料与部件、生产设备、关键检测方法、绿色低碳、回收和综合利用等方面标准制定。加快建立新型储能电池安全风险评估体系，分级分类制定储能电池标准，加大安全类强制性国家标准实施力度。

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