21世纪经济报道记者费心懿 杭州报道

中国新型储能产业跑出“加速度”。

2023年，国内新型储能并网规模爆发式增长。截至2023年底，全国新型储能累计装机规模达到31.39GW/66.87GWh，平均储能时长2.1h。新增装机规模同比增长超过260%，其中11省（地区）的装机规模超GW。

中国化学与物理电源行业协会主编的《2024新型储能典型应用与发展趋势报告》（下称《报告》）预测，到2024年，新型储能装机规模有望达到53GW左右；到2025年，新型储能装机规模有望达到78GW左右。这也意味着，新型储能的装机目标有望实现两年内总量至少再翻1.5倍。

在第十四届中国国际储能大会（以下简称“大会”）期间，21世纪经济报道记者采访多位储能行业从业人士了解到，尽管行业正历经洗牌、徘徊与阶段性迷茫，但多数企业家对于2024年的储能行业的发展仍颇有信心。而经过了两三年的试水与反思，储能行业也从草莽时代步入了更为理性的规模时代。

作为一种刚需，中国电气装备集团河南许继电力电子有限公司党总支书记、董事长刘刚谈到，“储能前景长期向好，很多领域都需要储能，但是大家对今年的增速预期比较理性，特别一季度的需求看似有所放缓。”

刘刚进一步解释，“第一个因素是电芯价格的下滑，导致有些厂家在观望，担心现在招标买到的不是最低点。第二个因素在于，经过2023年强制配储以后，大家发现，给新能源配储的储能电站利用率较低，同时共享储能的收益不及预期，导致了一季度项目上得比较缓慢。”

“回头客”成核心采购方

事实上，在赛道规模快速扩张的过程中，低价一度是换取市场份额的捷径。但步入2024年的新型储能已经不是草莽间肉搏，产品力成为重新把握市场竞争力的命脉。

当下，储能行业正在验证着“路遥知马力”的愿望。

经过多年的摸索，工商业储能集成企业弘正储能副总经理杨晓光也深有体会，“我们认为卷是肯定的，价格进攻也是很激烈的。换句话说，把前端的价格降低传递到末端，逻辑上也是合理的。只是大家在卷的过程中，是卷成了自己的门槛，还是说只是为了价格一直卷下去，不同的企业有不同的选择。”

好在，杨晓光注意到，关键性的市场拐点已经出现。“去年三季度开始，原先在工商储试水的合作伙伴开始以批量化的方式采购。尤其是2024年的春节前，大概有十几位原先还在犹豫徘徊的合作伙伴，对工商储的态度出现了明显的转变。”杨晓光告诉21世纪经济报道记者。

另一边厢，在大储的直流侧储能系统的细分赛道上，远信储能便是一家“隐形冠军”。远信储能创始合伙人、CEO张佳婧告诉21世纪经济报道记者，2023年其公司的出货量超过4GWh，预计2024年的出货量将逼近6GWh。

这并非“保守”预测，而是基于在手订单的底气。

“今年年初比去年的情况好了很多，因为往年上半年都是淡季，下半年才是旺季。去年上半年，我们的生产其实是很少的，一季度的时候都还在交付去年的订单。但是今年年前就已经签了1GWh的新订单，到目前为止在手订单超过3GWh。”张佳婧认为，高品质的产品、供应链体系和高效的交付能力，加上对新型电力系统关键技术的理解和应用场景、商业模式的深入研究，是远信储能获得客户认可的重要基础。

无独有偶，在年初就对全年业绩有较为乐观预期的储能企业其中共同点之一便是——“回头客”成为了采购方的中坚力量。

一家不愿具名的企业负责人透露，“我们去年跟合作伙伴接触的比较多了，获得了对方的信任，也省去了以往新客户验厂认证环节，他们把我们定为白名单供应商，一旦有项目合作伙伴之间也就能够重复下单了。”

分布式储能成发展新动能

分布式能源仍然是今年民企面临的最大课题。

广州智光储能董事长姜新宇谈到，分布式工商储成为发展的新动能。新能源占比持续高歌猛进，用户端保供应可能使得工商储成为一种刚需，但目前尚未完全进入机遇期。而因为收益模式较为清晰，且在可见时段稳定，工商储在2023年成为国内储能企业新宠。

杨晓光预判，2024年的工商业储能的市场规模相对于2023年最起码有数倍级的增长。今年预期市场规模可能达到10GWh，是2023年三至四倍的规模。

《报告》提到，在用户侧，随着储能设备价格的降低和设备性能的提升，用户侧储能度电成本将下降至0.4元/kWh以下。另外，除了传统工商业储能的“热土”浙江、江苏、广东等地仍将快速增长外，用户侧储能布局地区将快速扩张，并带动用户侧储能的高速增长。

杨晓光也谈到，多场景的工商储应用明显增大了市场需求。“比如山东、河南、河北等地的分布式光伏安装量比较大，涉及到消纳问题使得分布式光伏的增量有所受阻，那么就可以通过台区储能去减缓这些影响。这一块的一些需求其实还是非常强烈的。另外，在充电桩市场，快充桩对于电网的冲击以及新能源汽车的普及渗透率越来越高，因此储能解决短时功率压力的需求也在慢慢增长。”

而对于工商业储能赛道上的玩家而言，远远不只是出货而已。在远期，成为能源聚合服务运营商乃至承担起运营区域、城市级的虚拟电厂将带来更大的想象空间，与业主共同瓜分更大的“蛋糕”。

不过，工商储的发展之路并不平坦。姜新宇谈到，受经济规律、企业自身经营水平及条件影响，单一客户经营周期难以保障；峰谷价差的适时调整风险；部分项目采用梯级利用电芯，带来运行风险；现实中项目进入门槛较低，大量组装企业入局，但对可利用率提出了更高要求；多边商务关系，债务风险较高等等。

群策群力

尽管行业在起伏中前进，但仍面临不少挑战。

例如，在大会开幕式上，浙江大学兼职教授、国家能源局科技司原副司长刘亚芳就直言不讳地谈到，“目前超过3000万kW的新型储能装机规模，与《‘十四五’新型储能发展实施方案》确定的3000万kW的目标是不可比的。因为大量已建成新型储能项目调用率有待提升，部分项目由于多方原因暂时没有并网，未能发挥应有作用。而《‘十四五’新型储能发展实施方案》目标指的是实际为电力系统提供灵活性调节能力补充的新型储能。”

刘亚芳建议，要进一步贯彻落实已出台有关政策、规范，抓紧制定体现“同工同酬”“按效果付费”原则，对新型储能和各类灵活性调节资源给予相应的价格机制，切实调整完善能源电力生产关系。同时，各地因地制宜制定的峰谷分时电价政策要尽量保持适度稳定，减少工商业和户用储能设施投资回报不确定风险。

中国化学与物理电源行业协会秘书长王泽深也提出了六点建议，一是聚焦储能行业面临的成本疏导不畅等共性问题，综合考虑各类储能技术应用特点、在新型电力系统中的功能作用和提供的服务是否具有公共品属性等因素，研究提出能够体现储能价值和经济学属性的成本疏导机制。

二是建议科学客观合理分析各类储能技术成本结构、影响因素及变化趋势，测算各类储能技术成本收益情况，开展在电力系统相同应用场景下不同技术类别之间的经济性比较分析，为制定相关储能产业政策、价格政策、财政补贴政策提供参考。

三是建议组织开发数智化储能项目并网平台，优化并网流程、简化并网手续，制订储能项目调度管理规定、调度原则、调度运行指标评价体系等制度办法和并网标准，为进一步规范储能项目并网运行奠定坚实基础。

四是建议加快推进灵活调节资源容量市场和调频市场建设运行。推动中长期和现货交易、区域辅助服务市场与省级现货市场有效衔接，鼓励新型储能、虚拟电厂等参与电力市场。

五是加大新型储能项目、抽水蓄能等重点领域和项目的接入电网、进入市场、调节消纳等重点环节的安全与运行监管，探索构建供给侧和需求侧双向联动的新型能源体系电力平衡新机制，及时推进解决存在的问题。

六是加强自主知识产权的国际市场布局，鼓励企业由“产品出口”模式向“技术出口”模式转变，提升企业应对复杂国际形势的技术实力，并合理利用国际贸易规则，积极融入全球新能源和新型储能产业链，服务全球碳中和进程。