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储能行业当前面临的问题和挑战

(一)产能扩张迅速，结构性产能过剩问题凸显

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。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必威体育精装版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。全国约有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。随着储能企业爆发式增长和投产扩张，面对目前有限的储能市场应用规模，也带来了行业内结构性产能过剩、储能产品低价低质竞争等问题。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小时储能系统平均报价下降47%。

(二)部分项目“建而不用”，新能源配建储能实际利用率不高

尽管行业扩产积极，但受市场环境变化、市场机制不完善，行业标准缺失等影响，部分储能项目盈利水平不高，再加上调度部门青睐规模大的抽水蓄能，“嫌弃”其它新型储能规模小、“不愿调”，导致存在“备而不建、建而不用”问题，一些企业斥巨资投建的产能面临闲置状态。另一方面，目前全国已有28个省区市出台10—20%新能源强制配储政策，强制配储占电源侧储能比重超过80%。但从实际运行数据看，由于主动支撑等能力不足、收益模式不明确，新能源强制配储平均利用率低。据统计，2022年新能源侧配置储能日均充放电次数仅为0.22次。另据中电联发布的调研报告显示，新能源强制配储在弃电期间至多一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况，所调研电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，而新能源强制配储项目等效利用系数仅为6.1%，远低于火电厂配储能的15.3%，电网储能的14.8%以及用户侧储能的28.3%。

(三)运营模式和市场机制尚不完善

储能产业持续健康、高质量发展的关键不在于其时长和规模，而在于是否建立起一个市场化成本疏导机制和成熟的商业运营模式。

首先，相较于美国等国家，我国储能项目收益来源有限且存在一定的不确定性。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。例如，独立储能电站的上网电价、充电电价未有明确定位;辅助服务市场品种单一;储能容量电价政策尚未出台等。在内蒙、宁夏、新疆等新能源装机大省，电力市场化改革相对滞后，市场化收益有限，收益水平普遍偏低。而在山东、山西等电力市场化改革较好的区域，储能项目收益仍受辅助服务市场容量尚小、现货价格波幅限制、租赁期限短，租赁周期不理想等因素制约。

其次，成本疏导机制尚未建立，项目盈亏平衡难以保证。一方面，我国储能尚未实现规模化应用，技术成本较高。再加上储能项目开发、土地、接入、并网验收、融资等非技术成本，导致储能成本居高不下。另一方面，我国电力现货市场仍然以发电侧单边交易为主，储能成本还不能通过输配电价疏导至用户侧，成本多由发电侧单一主体“买单”，不利于激励各类经营主体优化配置储能资源，引导社会资本积极参与储能建设。

(四)储能企业国际化发展面临贸易保护主义的挑战

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。

(五)长时储能战略布局落后于英美，技术发展亟待突破

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