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2023H1电力储能出货量72GWh 6大行业趋势凸显
电力储能是一个重视全生命周期成本的新基建行业。 成本已经成为决定储能技术应用和产业发展规模的重要参数。电力储能全生命周期成本包括安装成本和运行成本，安装成本主要包括储能系统成本、功率转换成本和土建成本，运行成本则包括运维成本、回收残值和其他附加成本。
南瑞继保储能行业总监缪楠林向高工储能表示，当前电力储能项目短期内仍是以初始投资成本为重，中长期的趋势来看，将更看中全生命周期成本。当前我国电化学储能电站度电成本为0.6-0.8元/ kWh，而抽水蓄能电站度电成本仅为0.21-0.25元/ kWh。
业界认为，如果储能全生命周期度电成本最终能降低至0.2元/kWh以下, 风光储综合发电成本将会低于火电，进而改变现有能源结构。
按照新型电力结构来看，电力储能将作为能源体系重要一环，其越来越凸显的基建特性，决定了储能是一条关注全生命周期表现的赛道。
“过去很少能听到几百MWh的储能项目，但现在不仅有GWh为单位的项目，甚至有些地方政府想要10GWh共享储能项目。”电力储能的发展步伐持续加快，构建新型电力系统的任务已经迫在眉睫。
很明显，电力储能正迎来迎来百年未有之变局。据GGII调研显示，2023年H1电力储能出货量为72GWh。
电芯专有化“愈演愈烈”
储能电池是电化学储能系统的关键器件，电池技术在度电成本上的突破是整个电力储能行业的关键。
当前，电力储能加速对专有电池的呼吁，实则是对更契合电力储能特性的制造工艺、循环寿命、低成本、高安全性的呼吁。
过去几年，全球储能电池的市场格局发生巨变，中国电池企业逐渐“击败”韩国系电池企业，一跃成为全球主要供给方。基于此发展趋势，预计未来两年，中国电池企业的出货量与海外品牌之间的差距持续拉大。
值得一提的是，行业参与者主要是动力电池厂，宁德时代、比亚迪处于领先地位，行业头部效应明显。储能电芯梯队正在加速形成，其中不乏新入场的成长性企业。比如瑞浦兰钧、鹏辉能源、海辰储能等均在储能赛道表现不俗。
当前，储能电芯企业几乎集体走向300Ah以上布局，并不断向更长循环进发。目前已经有宁德时代、新能安对外发布了15000次长循环电芯。
据高工储能不完全统计，已经有宁德时代306Ah、天合储能 306Ah；海辰储能300Ah、320Ah；鹏辉能源320Ah；瑞浦兰钧320Ah；益佳通电池320Ah;蜂巢能源 325Ah；远东电池 305Ah；兰钧新能源 314Ah；中创新航305Ah、314Ah；国轩高科300Ah；赣锋锂电 314Ah；楚能新能源 314Ah、320Ah；昆宇电源305Ah、升级版305Ah；亿纬锂能560Ah；雄韬股份580Ah；欣旺达314Ah；双登集团315Ah；远景动力305Ah/315Ah；海基新能源375Ah；南都电源 305Ah；春兰电池310Ah等超20家电芯厂、超25款300Ah及以上容量电池问世。
在大容量、长寿命等迭代趋势下，电力储能电芯迭代全面加速。
系统：毛利低，液冷有望超越风冷
储能系统成为最卷的环节，不仅毛利低，而且基于电芯、PCS、综合算法开始不断演化，储能系统与电网、光伏等协同发展，液冷储能系统正在上升为主流。
宁德时代推出新型光储融合方案，利用耐高温石墨负极，实现高温电芯技术，实现0辅源、自加热技术的储能系统；比亚迪推出“刀芯配储”，即搭载刀片电池的比亚迪魔方；天合储能亦推出搭载高温电池的无空调储能系统；蜂巢能源推出短刀电芯储能系统，阳光电源、华为等推出光储融合方案......
全球能源加速转型背景下，高比例可再生能源接入、高比例电力电子设备接入、高比例特高压直流输电的“三高”态势逐渐凸显，对新型电力系统的平稳运行提出更大挑战，阳光电源、远景能源、南瑞继保、海博思创、华自科技等推出构网型储能系统。
种种迹象表明，储能正进入规模化发展初期，储能系统集成商是直面业主的终端。既面对安全性、经济性等刚需，还要面临“活下去”压力，储能系统成为最“卷”环节。
PCS：向大功率、高电压迈进
储能PCS企业上能电气2023半年报显示，报告期内实现营收21.77亿元，同比增长416.58%；净利润1.35亿元，同比增长488.54%。上能电气的半年度财报一定程度反映了储能PCS赛道的景气度。
储能变流器(PCS)又称储能逆变器，是储能装置和电网中间的关键器件。用作控制蓄电池的充电和放电过程，进行交直流的变换，在无电网情况下可以直接为交流负荷供电。
入局的玩家来自光伏逆变器以及其他具备电力电子技术背景的企业，带有一定的技术门槛。当前，除了中车株洲所实现IGBT自研，其他企业IGBT大都来自进口。
值得一提的是，今年以来，单独采购储能变流器的需求越来越多，各大央国企已发布PCS集中采购规模超过3GW，其中以南方电网采购规模最大，1500V储能PCS、低压储能PCS、组串式PCS等不同技术规格产品合计采购需求超过1.25GW。
整体来看，在“大电芯”的发展趋势下，储能PCS普遍朝向高电压等级、大功率的方向发展。
六大特点
总体来看，电力储能产业发展主要具备以下特点：
一、商业模式成熟度不足，成本问题难纾解。电力储能市场建设应遵循“谁受益、谁付费”原则，但与抽水蓄能的容量电价机制不同，目前新型储能从可再生能源开发商到最终用户端，成本传导机制尚不成熟。
二、毛利率较低。储能行业新增企业达到了前所未有的规模，但电力储能商业模式不清晰，业主主要集中在“五大六小”“两建”，电力储能毛利率短时间内难以改善。
三、安全性凸显。据不完全统计，2022年以来，国内行业内已爆出20多起安全事故，行业项目相继放缓，中央到主管部门相继发布重要监管政策。温控、消防环节，加速受追捧，但仍存在问题。比如受追捧的pack级消防系统设备在现阶段并不完全成熟，没有市场监督管理机制，对产品可靠性后后期运行维护面临诸多困难，这也同样急需行业和国家层面进行监管。
四、不再集中为最低价中标。国内发电侧强配储能在商业模式尚未成熟的情况下，成本压力让业主方承受较多，导致目前国内市场低价采购大型储能，同时传导给储能系统商也以成本为导向。但今年上半年发展趋势来看，中标者不再集中在最低价，行业发展情况开始进一步改善。
五、装机运行率仍然不佳。有数据显示，2022电化学储能项目平均等效利用系数仅12.2%。其中，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%，用户侧储能为28.3%。除了工商业储能的利用率开始回温外，储能参与交易仍然不足。
六、强配政策“愈演愈烈”。从上半年的政策来看，新能源配储政策由最初的鼓励引导到成为并网标配，再到不建受罚，配储比例也从原先的10%—20%逐步上升至15%—30%，储能时长从1—2小时抬升至4—5小时，呈现逐步走高态势。
8月3-4日，高工储能、高工锂电、高工氢能、高工机器人将在苏州举行2023高工光伏新型储能大会，峰会主题为“光伏锂电氢融合 共赴储能T时代”，会议将集聚超300家光伏、储能、氢能和智能制造产业链龙头企业，敬请期待。
