历经多年蓄势和跌宕，储能终将走向碳中和的大江大河，面对新的淘汰赛和大洗牌，笔者归结了储能领域目前所面临的10大深刻变局 、工商业储能3大发展趋势及国家能源局发布的“3步走”发展路径。

10大变局

1、部分政策重复性、雷同性过多，缺乏环环相扣、步步深入的递进性和持续性。部分地区隔三差五的行政式调整让投资者无所适从，储能示范项目推进困难重重。

2、安全问题依然在拷问行业发展，一些事故发生后，舆论语焉不详，业界噤若寒蝉，从而以讹传讹导致病毒式恐慌。

3、 供应链价格剧烈波动，恶意的低价竞争依然存在，行业的不透明正在影响潜在投资者的投资热情。

4、电网的定位与态度，怕电网不来，又怕电网乱来!

5、跨界者参差不齐，鱼龙混杂，助力行业还是扰乱行业;是真金白银投资，还是配合炒作?

6、系统集成乱象丛生，专一的系统集成商缺乏，在与大企业和业主的合作过程中，系统集成商普遍缺乏话语权，甚至有些系统集成商前期都是在“赔本赚吆喝”。

7、商业模式之困，价格竞争还是价值竞争?如何让新能源配储产生价值，让行业从政策驱动演变为市场驱动是破解问题的关键。

8、非技术成本高，土地税费、并网测试、电网接入、倒卖路条等各种中间费也无形拉高了储能投资成本，这些税费完全“吞噬”了企业本来稀薄的利润。

9、电改推进与市场机制，行业进入了“鸡生蛋、蛋生鸡”的循环。

10、趋势向好，变数叠加，储能产业终将会进入综合能力的比拼，谁的未来?

3大趋势

2023年，工商业储能投资经济性逐渐显现。根据高工储能的分析，工商业储能将有3个主要发展趋势：

2023年将成为从0到1的关键年

越来越多业界人士认为，2023年将是国内工商业储能元年，有望迎来0-1的爆发。

第一，全国各地工商业储能政策变化很明显，峰谷价差拉大的省份越来越多、将正午时段设置为电价谷时的省份越来越多。部分地区分时电价每天设置两个高峰段，实现每天两充两放，工商业储能经济性加强。

具体可表现为：1)分时电价下，峰谷价差明显，回本年限大大缩短;2)两部制电价下，配置工商业储能可以减少容量电价;3)部分省份可实现2充2放，越来越多省份工商业储能逐步具备较高经济性;4)辅助服务、补贴、隔墙售电政策出台，赋能工商业储能发展;5)限电背景下，工商业储能成为备电手段。

第二，碳酸锂等原材料大幅下降，储能系统整体成本随之降低。据高工储能追踪看来，自2022年底短短3个多月以来，电池级碳酸锂已经下降至35万元/吨左右，相较去年最高峰几近“腰斩”。电池储能系统整体成本降大大降低。

第三，新型储能等逐渐上升为国家重要新型产业，除了电网侧的如火如荼外，零碳园区等的打造将为工商业园区起到良好的示范作用;而高耗能企业一直是高电价重要承担者，配置储能或将成为其“节源”或“能源转型”的重要方式。

零碳园区是工商业储能重要切入口

自2020年以来，全国各地开始推进近零碳排放示范区、低碳城、低碳园区、低碳社区等的建设，包括储能系统等一系列绿色组合拳是零碳园区的“标配”。

据悉，零碳园区强调园区的低碳化、数字化、智慧化转型发展，更加关注综合能源规划技术支撑零碳园区建设。

以深圳国际低碳城为例， 配置了1.1MW光伏、2MWh储能和综合智慧园区管理系统，每年将生产127万度绿电，减少碳排放606吨，园区用电基本实现自发自用。

这样的园区在全国各地方兴未艾。去年底，科技部印发《“十四五”国家高新技术产业开发区发展规划》，鼓励国家高新区谋划建设低碳产业专业园，支持园区推进产业绿色低碳转型。

包括北京金风科技亦庄智慧园区、闽台(福州)蓝色经济产业园、鄂尔多斯零碳产业园、青岛科创蓝碳减排零碳金融科技园区、海口江东零碳新城等数十个零碳或近零碳产业园区正在建设。

其中无锡计划在2025年底前，引进零碳领域科技企业1000家以上;深圳福田正在整合18个示范性强、带动面广、关联度高的零碳项目。

据高工储能分析，零碳园区或将成为工商业储能打开的第一个量化市场。

磷酸铁锂、液流电池等在工商业领域形成“竞争”

当前基于工商业场景多样性，工商业储能产品采用模块化设计，实现灵活部署、平滑扩容，同时支持多机并联，能为客户提供定制化的储能系统方案，满足市场差异化需求。

伴随行业推进至纵深，LFP电池、液流电池系统均有机会入局工商业园区、数据中心、光储充电站等各类工商业场景，可满足工商业用户对于负荷跟踪、容量时移、削峰填谷、电力扩容、应急备电、并网收益等功能的需求。

一方面，将会出现部分使用场景，要求工商业储能系统结构相对简单。包括电池系统+BMS、逆变器PCS、能量管理系统EMS、变压器，机架，连接线缆、汇流柜、防雷及接地系统、监控及报警系统等，系统均进行模块化、智能化设计，系统电压、容量灵活配置。

另一方面，在工商业领域或将出现长时、高安全等“高端”需求。专家指出，未来国内新型储能将由“十四五”的2~4小时逐步延长至6~8小时。那么长时、高安全等工商业使用场景也将成为一种趋势。液流电池等能满足中长时储能的储能方式或将进一步受重视。

3大发展路径

6月3日，国家能源局发布《新型电力系统发展蓝皮书》。《蓝皮书》指出，系统形态由“源网荷”三要素向“源网荷储”四要素转变，电网多种新型技术形态并存。

加速转型期(到2030年)

储能多应用场景多技术路线规模化发展，重点满足系统日内平衡调节需求。作为提升系统调节能力的重要举措，抽水蓄能结合系统实际需求科学布局，2030 年抽水蓄能装机规模达到 1.2亿千瓦以上。

以压缩空气储能、电化学储能、热(冷)储能、火电机组抽汽蓄能等日内调节为主的多种新型储能技术路线并存，重点依托系统友好型“新能源 + 储能”电站、基地化新能源配建储能、电网侧独立储能、用户侧储能削峰填谷、共享储能等模式，在源、网、荷各侧开展布局应用，满足系统日内调节需求。

总体形成期(2030年至2045年)

规模化长时储能技术取得重大突破，满足日以上平衡调节需求。新型储能技术路线多元化发展，满足系统电力供应保障和大规模新能源消纳需求，提高安全稳定运行水平。以机械储能、热储能、氢能等为代表的 10 小时以上长时储能技术攻关取得突破，实现日以上时间尺度的平衡调节，推动局部系统平衡模式向动态平衡过渡。

巩固完善期(2045年至2060年)

储电、储热、储气、储氢等覆盖全周期的多类型储能协同运行，能源系统运行灵活性大幅提升。储电、储热、储气和储氢等多种类储能设施有机结合，基于液氢和液氨的化学储能、压缩空气储能等长时储能技术在容量、成本、效率等多方面取得重大突破，从不同时间和空间尺度上满足大规模可再生能源调节和存储需求。多种类储能在电力系统中有机结合、协同运行，共同解决新能源季节出力不均衡情况下系统长时间尺度平衡调节问题，支撑电力系统实现跨季节的动态平衡，能源系统运行的灵活性和效率大幅提升。

在总体架构与重点任务方面，《蓝皮书》提出要加强电力供应支撑体系、新能源开发利用体系、储能规模化布局应用体系、电力系统智慧化运行体系等四大体系建设，强化适应新型电力系统的标准规范、核心技术与重大装备、相关政策与体制机制创新的三维基础支撑作用。

其中在加强储能规模化布局应用体系建设方面，指出3点：一是统筹系统需求与资源条件，推动抽水蓄能多元化发展和应用;二是结合电力系统实际需求，统筹推进源网荷各侧新型储能多应用场景快速发展;三是推动新型储能与电力系统协同运行，全面提升电力系统平衡调节能力。