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新型储能“加速度”
2023年5月16日，国家能源局发布的《关于开展电力系统调节性电源建设运营综合监管工作的通知》指出，除了抽水蓄能项目及部分煤电、燃气发电、水电项目外，新型储能项目也被列入监管范围之内。
加强监管，对于近期加速发展的新型储能产业来说十分必要。
很多人都在问“新型储能市场怎么忽然这么火”，其实，当下这波投资热潮从2022年第一季度就开始了。中电联《新型储能助力能源转型》报告显示，2021年之前，我国每年新成立的储能相关企业为3000~4000家，2022年成立了38294家，是2020年的10倍、2021年的近6倍。
新型储能是指除了抽水蓄能以外的新型储能技术，相比于抽水蓄能，新型储能投资相对小、技术路线多元、建设周期短。据中关村储能技术产业联盟全球储能项目库的不完全统计，截至2022年年底，中国已投运电力储能项目累计装机容量59.8吉瓦，其中新型储能累计装机容量突破10吉瓦。过去两年，投资新型储能的企业除了传统电池厂商，还有不少来自新能源设备制造、环保等产业链上下游的企业，纺织、电子、消费品甚至食品行业的一些公司也希望进入并占据一席之地。
随着“双碳”目标加快落地，新能源装机比重大幅增加，电力系统运行的底层逻辑发生变化，企业正是捕捉到这样的变化，才敢于在资本市场仍处于调整期时果断出资。那么，市场大热后是否已是“红海”?大笔投资是否能给储能产业带来根本性的改变?更好的机制能否因此而生发?储能如何有效参与新型电力系统的建设?
本期《能源评论》将围绕新型储能，从入局者看各方判断，从投资行为看产业趋势，探究新型储能加速的原因，展望产业发展方向。
谁在投新型储能?
传统电力系统由“源网荷”三环节组成。近年，解决新能源并网间歇性和波动性问题的储能被纳入，成为新型电力系统“源网荷储”四环节之一。能源电力企业向新型电力系统的新环节加大投资并不意外，令人意外的是，其他产业背景投资者不断出现——对需要技术积累、上下游高度协同的储能来说，他们的信心来自哪里?
4月初，“南方黑芝麻集团股份有限公司(以下简称‘黑芝麻集团’)建设储能生产基地”的消息一经公布便备受关注。除了35亿元的投资额，食品企业跨界储能本身就足够吸引眼球。事实上，黑芝麻集团早在2017年就和另两家公司共同出资成立了储能企业天臣新能源。此后，黑芝麻集团对这家企业多次增资，最近的一次是去年10月的5亿元增资。
参股是不少企业投资新型储能的首选方式。互联网企业小米通过实控公司战略入股上海快卜，借道进入“光储充检”领域;家电企业美的集团通过定增获得科陆电子22.79%的股权，借此完善在储能领域的布局;风电设备企业明阳智能以1.9亿元对开发储能系统的海基新能源进行增资，成为其第三大股东。
除了参股，还有企业依托自身在材料、技术或产品方面的优势精准卡位，将储能作为拓展业务的方向，寻找利润增长点。
从产业链看，新型储能可分为上游原材料及设备、中游系统及集成、下游电力系统应用三大领域。上游领域对原材料供应和技术的要求均较高，但仍然吸引了不少企业进入，如2022年10月宣布建设锂离子电池生产基地的纺织企业盛虹控股，这家企业储能电芯所需的核心部件原材料，如超高分子量聚乙烯隔膜材料等，均来自盛虹控股上游平台。也是依托集团既有的资源，盛虹储能已经提出了“储能核心原材料自给自足以及65%以上的成本自控”的目标。
安徽淮南的一处产业园内，工人正抓紧生产圆柱形锂离子电池。
中游领域主要包括电池组、电池管理系统、储能变流器、能量管理系统和集成管理等，其中储能变流器成本约占电化学储能系统成本的20%，仅次于电池的60%。这个领域也吸引了诸多企业前来跨界，如在光伏逆变器领域早有布局的企业阳光电源就直接切入。2022年，储能系统收入占阳光电源总收入的25%，带动公司营收增长。中游的集成管理也是投资的热门，以温控最为典型。在4月初举行的2023中国制冷展上，部分家电企业结合自身产品推出了储能热管理解决方案，如美的集团旗下美的楼宇科技将就发布储能热管理液冷机组产品。
在4月7日举行的第11届储能国际峰会上，多位与会行业人士指出：“储能已经成为继风电、光伏后的第三类新能源资产。”业内人士指出，这种价值将推动储能市场不断壮大，形成真正的“万亿级别市场”。
“长远赛道”的魅力
在描述投资储能原因时，不少公司认为是“天时、地利、人和，看好产业的长远发展”。企业是不做亏本生意的，市场势必要有些“真金白银”，才能吸引企业。
当下，这个市场最大的吸引力是政策支持。2022年是储能投资“大年”，更是行业政策释放的“大年”。据不完全统计，当年全年国家和部委层面共发布相关政策70余项，地方发布的相关政策超过500项，是2021年政策发布数量的几倍。其中，山东省推出了示范项目、现货市场、容量补偿等相关政策，催生了新的商业模式;浙江省以分时电价、直接补贴、辅助服务等政策，推动了用户侧储能的发展;山西省则以示范项目、辅助服务、现货市场、发展规划政策为主，推动各类技术路线示范应用。
2023年，储能支持政策继续出台。在国家层面，4月28日，中央政治局召开会议分析研究当前经济形势和经济工作，提出要巩固和扩大新能源汽车发展优势，加快推进充电桩、储能等设施建设和配套电网改造。
在行业层面，1月6日，国家能源局发布的《新型电力系统发展蓝皮书(征求意见稿)》有100多处提及储能，明确“加强储能规模化布局应用体系建设”等要求;4月24日，《关于加强新型电力系统稳定工作的指导意见(征求意见稿)》指出，“按需建设储能”以及“推动各类型、多元化储能科学配置”。
中关村储能产业技术联盟理事长陈海生认为，政策支撑下，储能市场主体地位进一步明确，市场机制、价格机制和运行机制逐步改善。
吸引投资进入储能的另一个原因是市场环境。过去两年中，新型电力系统建设快速推进，能源系统对储能的需求也在增加。根据《储能产业研究白皮书2023》的预测，未来几年市场对储能的需求还将明显提高：预计在保守场景下，2027年中国新型储能累计装机容量将达到97吉瓦;在理想场景下，预计2027年中国新型储能累计装机容量将达到138.4吉瓦。
细分赛道增加是吸引企业进入的关键。电力系统对灵活性的需求是多时间尺度的，不同时间尺度对应不同的调节需求，需要不同类型的储能，这给储能创造了更大的细分市场。正如亿纬储能有限公司产品管理部高级经理刘石磊所说，新型电力系统需要更多的储能，也需要更多样的储能。
生产环节的多元化需求正在受到投资机构的关注，云岫资本企业服务与产业科技组负责人宋旭文指出，储能行业材料、设备、制造和产品都出现了不同程度的细分赛道，即材料体系多元化、制造流程智能化、生产分工专业化、产品系统数字化。
根据地域划分的细分赛道同样开始被关注，如江苏天合储能有限公司就结合西北地区储能的需求，针对当地的气候地理特点进行专门的产品开发。
为什么强调“高可用”?
一位能源行业从业者说，储能行业和十二三年前的光伏行业有相似之处，都是政策加持、前景向好、参与者众。
光伏走到今天，实现了从高价到平价，从技术路线单一到产品百花齐放的变化，靠的不仅是政策和资本，还有可行的收益模式。
“怎么把账算清楚”也是储能从业者关注的问题。比亚迪汽车工业有限公司解决方案总监杨智博表示，储能只要被调用，账一定是能算过来的，怕的是配了储能却没有用。北京索英电气技术股份有限公司董事长王仕城认为，适应新型电力系统的发展，除了高安全和规模化，高可用也很重要。
高可用的概念来自互联网领域，是设计系统架构时需要满足的条件之一，可用即可以正常提供服务。从政策角度看，高可用一直被储能行业强调，多个省份的新型储能相关政策对完全充放电次数提出了明确要求——原则上不低于300次/年。在实际运行中，不同地方的放电水平却显示出较大的差异，完全充放电次数为120~330次/年，多数地方未达到300次/年。
产品安全和使用效率是衡量高可用的关键标准，特别是在储能行业赛道拓宽、参与者增加、原有的一体化生产模式转变为垂直化生产模式之后，高可用如何落实直接关系到项目收益。
第一看安全。
当前，系统集成质量不高是引发储能安全风险的重要原因。阳光电源股份有限公司高级副总裁吴家茂表示，60%~80%的(储能电站)事故由非专业的集成导致，专业集成是保障储能系统安全的关键措施。宁德时代新能源科技股份有限公司总工程师许金梅指出，随着消费和动力电池领域规模应用，单体技术已成熟，未来需要重点突破的是电网运行环境下的集成安全可靠性。
第二看效率。
刘石磊认为，储能调峰参与现货市场，当前利用率不超过1次/天，解决单一模式收益较低需要提高利用率。对此他的建议是，每天两次调峰或调峰调频综合利用。更多专家的建议是推动共享储能模式，用户按一定比例租赁设备或服务，以提高储能设备利用效率。
提高效率的另一个关键在于形成“谁受益、谁买单”的共识。目前，国内电网侧辅助服务成本还难以传输到用户侧，这在一定程度可能会限制辅助服务市场的发展。北京海博思创科技股份有限公司总经理助理湛晓林认为，充分发挥调节资源的价值，建立合理的费用分摊机制至关重要。
4月9日，特斯拉在上海新建储能超级工厂。工厂初期规划年产商用储能电池1万台，规模近40吉瓦时。
“关键拼图”怎么打造?
今年“五一”小长假期间，山东电力现货市场共出现了连续22个小时的负电价，刷新国内电力现货市场负电价持续时间纪录。有业内人士认为，“发得多、用得少”是负电价出现的原因——假期期间的用电负荷低，新能源机组发电量不减，负电价出现不足为奇。如果有足够的储能支撑，把无法消纳的电量储存起来，或可减少负电价发生的概率。
储能规模化应用，正是发挥其支撑作用的前提之一。
国家能源局在《“十四五”新型储能发展实施方案》解读中指出，随着电力系统对调节能力需求提升、新能源开发消纳规模不断加大，尤其是在沙漠戈壁荒漠大型风电光伏基地项目集中建设的背景下，新型储能建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性更好，优势逐渐凸显，加快推进先进储能技术规模化应用势在必行。
国家电网有限公司抽水蓄能和新能源事业部主任刘永奇认为，储能要实现规模化发展应用，未来的发展方向是高安全、低成本、大容量、高效率、集中式。
“高安全”是目前行业参与者最关注的目标，特别是“储能如何助力电力系统稳定运行”。目前，国家电网有限公司已经开始在多地研究并试点构网型储能，以探索用“新能源电站+储能+合适的算法控制”技术，发挥类似传统火电机组的作用;阳光电源储能系统推出干细胞电网技术，实现调频调压、谐波抑制、黑启动等功能，助力电网稳定运行。
低成本也是业内重点讨论的话题。当前，成本高仍然是储能发展的桎梏，但近半年来，锂盐价格下降70%，传导效应下，储能电池成本下降将是大概率事件，技术进步也势必会进一步降低储能成本。也有业内人士建议，在短期内，可以让不同技术路线的储能实现“新老配合”，这是降低储能产品整体成本的有效手段。
大容量已经成为2023年的行业趋势，根据近期多个储能行业展会传递的信息，大容量电芯需求火热，无论是发电侧、电网侧和用户侧的大型储能系统均在快速提升容量。刘石磊指出，2023年起，平均3小时以上新增储能需求占比超过60%。但广州智光储能科技有限公司常务副总经理付金建指出，在大容量储能时代，大量电池簇并联，直流器件对短路电流的耐受能力要求高，对电缆、连接器、熔断器、电芯等部件的抗短路电流冲击能力要求更高。
高效率的实现途径是集中式。有业内人士建议，储能电站以集中独立共享电站的形式出现，要提高效率，应建立大平台，结合大数据等技术科学分析电站选点，在真正需要的地方建设储能电站，用集中式储能电站代替零散的储能，以提高运营效率，发挥“顶得上去、压得下来”的作用。
