與前幾年市場對新能源儲能前景的過度樂觀不同，經過幾年的實踐，儲能專案作用有限、儲能參與電力市場機制尚未完善、終端儲能專案盈利能力無法保證的現實差距， 這勢必會影響市場的投資積極性。
不過，據業內人士觀察，今年以來，儲能領域不斷傳來好訊息。
2月18日，浙江省發布2024年儲能目標，計畫新增儲能150萬千瓦廣東省還在2024年工作報告中發布了“20條”，進一步推動新能源儲能產業發展，力爭到2025年實現全省新能源儲能產業營業收入6000億元，年均增長率超過50%，裝機容量將達到3GW， 到2027年，全省新能源儲能產業營業收入達到1萬億元，裝機容量達到4GW。
頻繁的利好政策再次點燃了儲能行業的希望，該行業經歷了產能過剩和2023年最好的戰爭。 在“雙碳”目標下，風電和光伏發電裝機容量不斷創新高。 同時，風能和太陽能發電的不穩定給新能源的消納帶來了挑戰，產能過剩、利潤困境、產品同質化、安全等諸多行業問題仍有待解決，那麼2024年儲能行業如何突破呢？
萬創投資銀行研究院院長段志強在接受《國際金融報》記者採訪時表示2024年的儲能行業注定有起有落，打造旗手企業尤為重要。 考慮到新能源整體裝機容量仍在上公升，仍需繼續配置儲能專案，未來多種儲能方式需要齊頭並進。
儲能行業動盪的一年
儲能的三種場景分別是電力側儲能、電網側儲能和使用者側儲能。 隨著太陽能和風能裝機佔比創下新高，發電側與用電側矛盾日益凸顯，尤其是鋰電池主導的2小時短期儲能侷限性暴露無遺，4小時以上長期儲能亟待突破。
以供電側配儲為例，由於配儲容量和期限的限制，供電側企業自身的用電作用相對有限，主要是為了滿足新能源專案建設的審批要求，對後續儲能的實際執行考慮較少， 因此，他們會傾向於在施工過程中選擇成本較低的解決方案，例如在某些時期放棄電力。
展望今年儲能市場的發展，萬創投行研究院院長段志強在接受《國際財經報》記者採訪時表示，2024年的儲能行業注定會有起伏，其背後的原因主要有以下幾個方面：
首先，**鏈**波動，產能過剩問題突出，低價競爭惡性迴圈持續。
近兩年，受電池原料碳酸鋰價格飆公升影響，儲能行業一路高歌猛進，上下游企業產能大幅提公升。 據業內不完全統計，2023年以來，儲能廠商已公布近70項擴容計畫，總投資超過4700億元，儲能電池及系統總擴容容量超過900GW h。
生產的湧入和擴大，使整個行業迅速陷入過剩局面。 國家能源局2021年發布的《關於加快發展新能源儲能的指導意見》指出，到2025年，新能源儲能裝機容量將達到30GW以上。 截至2023年底，我國累計投產34座新儲能容量5GW意味著中國新能源儲能提前兩年完成了目標任務。
二是投資回報模式不確定，投資積極性受阻。
作為乙個長期行業，儲能專案的初始投資成本將大幅增加，新能源企業往往傾向於選擇初始成本較低的儲能產品。 儲能企業在招標時，曾出現過“最低價格中標”的現象。 對於光伏、風電企業來說，配儲意味著投資增加，產量下降，“不配儲”的矛盾就出現了。
據了解，裝機容量為20%，持續時間為2小時的儲能專案，對於光伏電站來說，初始投資將增加8%-10%; 同容量儲能專案的風電場初始投資成本將增加15%-20%，而這一成本主要由發電方承擔。 與高配置成本相反，儲能電站的利用率較低。 根據中國電力企業聯合會發布的《2023年上半年電化學儲能電站行業統計》，2023年上半年，我國電化學儲能電站平均日均執行4個17小時，僅為電站設計利用小時數的34%。
中科院科技成果轉化研究主任邵遠軍表示，成本高、下游應用薄弱已成為儲能行業的一大難題。 目前，大型光伏電站需要得到026-0.3元的上網電價可以支付建設成本。 但是，在許多地區，這已經不可能了，例如，青海省的上網電價僅為02277元，甘肅省要求新能源中長期控制在88-13.在3個百分點之間，山東省在去年五一期間也出現了負電價。
針對盈利能力問題，段志強解釋道，“從理論上講，儲能專案的配置會延長投資週期，因為它不能創造額外的經濟效益，主要作用是減少太陽能和風電的棄風電。 段志強指出，目前儲能在供電端存在諸多問題，電站投資較大，成本由誰來承擔？ 有人建議使用者側儲能場景應該承擔責任，但存在矛盾——儲能經濟模式是錯誤的。 例如，在如何控制成本方面，不考慮無儲能太陽能的棄風行為，電池殘值計算不正確; 使用者側對電池復用、電池壽命等因素的忽視，也使得成本估算不準確，導致儲能產品與儲能場景的不匹配現象突出。
此外，跨境參與者參差不齊，儲能企業喜憂參半，洗牌在所難免。
產能過剩的問題無法阻止資本和新玩家的瘋狂湧入。 特別是在新能源企業將儲能作為第二增長曲線的背景下，領先的光伏廠商和動力電池企業紛紛大舉進軍儲能領域，其中不乏跨境企業。 天眼查資料顯示，2023年將有多達7家新儲能相關企業成立20,000，即 18次。 也有**報道稱，目前有近10個90,000家儲能公司。
對此，邵遠軍指出，隨著各行各業的紛紛湧入，儲能市場喜憂參半，儲能技術類同化、產品質量同質化、劣幣驅逐好錢等風險頻發。 據業內機構介紹，預計在央企儲能子公司和具有核心元件能力的綜合企業的競爭下，將淘汰50%以上的儲能系統企業。
此外，雖然儲能行業過度依賴政策驅動，但安全問題需要解決。
據不完全統計，2011年至2021年，全球共發生32起儲能電站事故。 其中，三元鋰離子電池使用事故25起，充電或充電後休息時發生事故21起。 2022年以來，我國儲能行業發生了多起安全事故，行業發展尚未形成統一的安全標準和公認的解決方案。
誰能成為行業之王
儘管存在許多發展問題，但考慮到新能源整體裝機容量仍在上公升，未來仍需繼續配置儲能專案。
市場需要什麼樣的儲能企業？ 誰能在淘汰賽中倖存下來？ 段志強在採訪中表示，要想成為儲能行業的旗手，至少要具備五個特點：
首先，我們必須擁有核心技術，能夠提供質量優良、安全、壽命長、價效比高的產品;
二是要有更好的一流連鎖管理能力，才能給企業帶來更好的降本效果;
三是要有更好的客戶獲取和拓展渠道;
第四，能夠持續滿足客戶的需求，針對國內外市場不同的使用者場景提供相應的產品;
五是要有充足的融資能力。 在儲能產業鏈中，上游電池廠商實力較強，下游企業週期較長，企業抗壓、償債等經營風險較大。
一些龍頭企業正在繼續擴大市場份額，提公升品牌影響力。 例如，2023年9月，埃克森新能源將在珠海開工建設投資100億元的儲能電池專案; 10月，平煤神馬集團等企業投資100億元建設儲能及動力電池專案; 11月，江蘇恆安儲能科技在宿遷投資100億元啟動儲能電池專案; 12月，投資130億元的儲能鋰電池專案......
同時，一些中央電力企業作為儲能行業的下游所有者，正在逐步向上游延伸，通過集團子公司，或與寧德時代、海創、中科海納等儲能頭部企業合資成立，儲能系統整合、儲能電池等業務。
未來，多種儲能方式將需要齊頭並進
儲能行業肯定會越來越波動，政策仍有發展空間。 國家發改委、國家能源局印發的《關於加快發展新能源儲能的指導意見》提出，到2025年實現新能源儲能由商業化初期向規模化發展轉變; 到2030年，實現新能源儲能全面市場化發展。 考慮到電力供應和新能源發電的需求，新能源儲能市場空間仍然巨大。
在各類新能源儲能中，電化學儲能是相對成熟、商業應用最多的型別。 其中，鋰離子電池技術雖然由於成本大幅下降、能量密度高而廣受歡迎，但也存在安全性不足、儲能時間不足、利用困難等問題。
如何實現長期儲能技術？ 段志強表示，“鋰電池不是唯一的儲能方式，目前鋰離子電池、壓縮空氣、液流電池、鈉離子電池、飛輪等新型儲能技術的經濟性仍弱於抽水蓄能技術，未來必須根據使用者場景搭配合適的產品。 多樣化的儲能技術在提高電力系統的靈活性、促進新能源消納、保障電網安全等方面具有顯著優勢。
事實上，更多的新型儲能技術已經被注意到。 以鉛碳儲能為例，國內鉛碳電池原料儲備充足，產業基礎紮實，不存在卡住問題。 據了解，目前鉛碳電池的建設成本為035-1元Wh，與鋰離子電池相比0成本8-2元瓦時具有很大的經濟優勢。 其中，鉛板還可以實現100%**有效降本和長期回收利用。
此外，商業化程度和技術成熟度最高的液流電池是全釩液流電池，其充放電迴圈壽命超過20000次，日曆壽命超過15年（一般為20年以上），是各類二次電池中壽命最長的。