储能分水岭，就在2025年？！

　　9月2日，远景储能正式发布新一代系统级储能，标准20尺集装箱容量大幅提升至8MWh+，全球最大。

　　震惊，怀疑，感慨，激动……一时之间行业内各种情绪纷繁复杂。

　　仅仅在2023年初，储能市场上标准的20尺集装箱容量仅为3MWh+，而随着2023年电芯容量开始全面迈入300Ah+的时代，储能也开始进入5MWh的时代。

　　而在2023年12月，海辰储能发布了MIC 1130Ah长时储能专用电芯和以该款电芯为基础的20尺6MWh储能电池系统。让6MWh开始进入大家的视野。

　　现在，远景储能的8MWh+系统，似乎让储能开始进入新的时代。

　　硬币的另一面，是对于储能“内卷”的热议。目前的市面上，储能电芯最低价低于0.3元/Wh，储能系统价格跌破0.5元/Wh。除了大宗商品价格暴跌等因素之外，储能企业产能扩张的因素也在集中发挥了重要作用。

　　很显然，一轮疯狂的周期正在储能行业中上演。这个刚刚爆发的产业，何时会遭遇第一道“分水岭”?

理性看待“内卷”

　　“产能过剩不是一个绝对的概念。”远景集团高级副总裁、远景储能总裁田庆军告诉《能源》杂志记者，“远景的电芯现在还要供应国内外市场其他客户，已经供不应求了。”

　　2022年，受到俄乌冲突等因素的影响，全球储能市场开始爆发。当年全球户储新增装机量达到15.6GWh，同比增长136.4%;欧洲市场户储新增装机达到5.7GWh，同比增长147.6%。

　　在国内外巨大需求的刺激下，国内储能产业开始进一步扩张。2022年至今，一大批A股上市企业集体跨界扎堆进军储能。锂电赛道现在有8.9万家企业，仅2022年到现在一年半的时间，就新注册5.8万家企业。英国《金融时报》在近期的一份报道中也指出，目前中国有近10.9万家储能公司，这一数字比3年前增加了1倍多。

　　供给增速远超需求，价格必然是一路下跌。进入2024年之后，储能系统价格从0.8元/wh降至目前的0.6元/wh。

　　就在8月，楚能宣布，到今年底280Ah储能锂电池将以不超过0.5元/Wh的价格(不含税)销售，且该价格不受上游碳酸锂价格波动的影响。

　　这难道不该是产能过剩的表现吗?

　　其实，就像20尺集装箱容量越来越大，储能电芯的容量也在变得越来越大。在2023年，280Ah电池还是市场主流;但随着5MWh+系统的流行，大电芯也越来越多。5MWh+电池舱一般基于20尺的舱体进行集成，对开门设计。电池采用305Ah、314Ah、315Ah、320Ah等大容量电芯，集中式拓扑结构，液冷热管理方式，整舱共12个电池簇，电池簇直流侧并联后接入PCS直流侧，单舱能量可达到5MWh以上。

　　快速的产品迭代让280Ah电池被市场淘汰，这类产能自然也就过剩，带动了市场价格的暴跌。

　　从消极的层面看，“内卷”让很多企业只盯着价格这个单一因素，忽视了企业乃至整个行业高质量发展的安全、质量和技术创新。“但我们还是鼓励行业通过创新理性降低成本。”田庆军说，“如国内没有充分的竞争，行业就不能成长。倒逼行业快速降本，让行业持续繁荣，是全行业共同努力的方向。”以电芯为例，280Ah电芯的淘汰也就意味着这类产能一定程度上变成了企业的负担。但是300Ah+的普及让度电成本下降到了一个新的高度。“我们预计下半年大电芯的产能甚至可能供给不足。”田庆军说。

　　积极内卷带来的创新让储能产业能够拥有更低的成本，这个天然的优势又将会如何让储能迎来属于自己的分水岭呢?

储能独立盈利？

　　根据CNESA DataLink全球储能数据库的不完全统计，截至2024年6月底，中国已投运新型储能累计装机首次超过百吉瓦时，达到48.18GW/107.86GWh，规模为全球最大。

　　但并不是所有的储能电站都能够让电网随时调度。“很多储能电站只是为了满足政策需求，因此质量上有很多隐患。”有储能行业内部人士告诉《能源》杂志记者，“在电网实际调度的时候就会发现，很多储能电站要么是干脆不能用，要么是实际能力和纸面能力完全不匹配。”

　　在强配政策刺激下爆发的中国大储市场，一直以来都有利用率不高的问题。2022年11月，中电联发布了《新能源配储能运行情况调研报告》。报告分析了配出项目的实际运行情况。其中电化学储能项目实际运行效果较差，平均等效利用系数仅12.2%。新能源配储能利用系数仅为6.1%，火电厂配储能为15.3%，电网侧储能为14.8%，用户储能为28.3%。

　　这一问题可能很快会发生改变。

　　从去年开始，全国范围多个省份都出现了大量区域电网容量不足的问题，分布式光伏接入配网潜力开始出现天花板。今年6月，国家能源局发布《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，对进一步推动新能源消纳提出一系列要求。这说明国家层面已经意识到解决新能源消纳问题的紧迫性。

　　“解决新能源消纳，储能是非常好的手段。”田庆军说，“在今年的迎峰度夏中，远景在各地的储能电站都发挥出了重要作用。这充分证明了，能够实际调用的储能可以在电力系统中起到重大作用。”

　　2023年5月，山东电力现货市场中出现长达20多个小时的负电价。而各地越来越多的光伏限电也从侧面证明，随着电力市场化程度的加深，电价波动和电价差会变得越来越大。

　　“这就是储能的好机会。”田庆军指出，“从国外电力市场的经验来看，随着风光等新能源的比例增加，储能套利的机会就一定会增多。根据远景的测算，到2025年，综合考虑储能系统成本、能量密度、电力市场进程，在部分省份，储能已经可以实现独立盈利。这将会是产业发展的标志性、里程碑式事件。”

　　与储能更具独立商业价值相比的是，风电、光伏在电力市场化趋势中，越来越多地面临低电价困扰。在2023年各省新能源市场化交易平均电价中，青海0.247元/千瓦时，新疆0.25元/千瓦时。与燃煤标杆电价基本在3毛多以上相比，降幅明显。而一旦进入电力现货市场，看天吃饭的风电、光伏，价格更是惨淡。

　　这也就意味着储能将会比风电、光伏更赚钱。