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。业界普遍认为，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。

而从2022-2024年中美欧装机量及预测来看，全球储能正在迈入大时代。而2019-2026年全球储能电池出货格局来看，实际中国已经开启了全球储能时代。

全球储能时代到来，相伴而至的储能行业进入周期性发展阶段，行业洗牌潮已经不可避免。未来或将剩者为王，越来越多企业正在绑定核心客户，更为谨慎扩产布局、上游布局。未来2年的技术储备及资金储备成为核心关键。

电芯大容量“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，电力储能加速对大容量电池的呼吁，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、亿纬锂能等处于领先地位，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，液冷逐渐超越风冷

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。

基于电力储能系统，宁德时代提出四大关键技术：在高安全方面，核电级锂电储能安全体系亟待建立;在长寿命方面，大幅提升储能系统经济性;在耐高温方面，降低辅源，无需冷却;在高集成方面，装配更简化，系统电量提升、免增补。

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，也成为技术持续爆发重要环节。

PCS：向大功率、高电压、液冷温控迈进

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，2023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。

此外，在“大电芯”的发展趋势下，储能PCS普遍朝向高电压等级、大功率的方向发展之余，液冷温控之风也刮到了PCS领域，不过目前仍处于起步阶段。

六大难点凸显

总体来看，国内电力储能产业发展至少仍将具备以下几大难点：

一、商业模式成熟度有待加强，成本问题待纾解。电力储能市场建设将进一步遵循“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，这对于不断压缩以及陷入产业周期的储能行业来说，是核心的难点。

二、毛利率仍将较长时间处于低水平。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、安全性仍旧凸显。据不完全统计，光2023年，国内外行业内已爆出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、电力储能入局门槛越来越高。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2023年发展趋势来看，越来越多央国企进入这一赛道，电力储能的入局门槛越来越高，电力储能的集中度也很高。

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%。而这低利用率有望在进一步参加电力交易的推动下，实现较大改善。

六、强配仍是主流。从2023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。但与此同时，为发挥储能真正作用，各地独立储能电站的投建热情进一步凸显。

2024，成为储能产业发展至关重要的节点，且看电力储能如何破局?