今年以来，国家发展改革委、国家能源局等多个部门聚焦加快规划建设新型能源体系，相继出台了《关于加强新能源汽车与电网融合互动的实施意见》《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》等多项政策举措，均涉及新型储能产业发展。

权威部门发布的数据显示，截至2023年底，全国已经建成投运新型储能项目累计装机规模达3139万千瓦/6687万千瓦时，平均储能时长2.1小时。2023年新增装机规模约2260万千瓦/4870万千瓦时，较2022年底增长超过260%。

加快建设新型能源体系 新型储能大有可为

记者注意到，今年以来，围绕加快规划建设新型能源体系，已有多项政策举措出台。

具体包括：《关于加强新能源汽车与电网融合互动的实施意见》《关于新形势下配电网高质量发展的指导意见》《关于加强电网调峰储能和智能化调度能力建设的指导意见》《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》……

其中，国家发展改革委等四部门一月初发布的《关于加强新能源汽车与电网融合互动的实施意见》，旨在构建新能源汽车融入供电网络的新型能源体系和电力系统。

“从发展远景看，每一辆新能源汽车就是一个小型的移动‘储能电站’，我们在相关方面也早有研究。”国内某动力电池头部企业内部人士向记者表示，从近期看，新能源汽车的动力电池与储能电站相结合将是电池类企业的发力点。

“很多项目已经证明，新型储能在新型能源体系建设中大有可为。”浙江金凤凰储能科技公司总经理杜宏接受上海证券报记者采访时表示，新能源行业整体景气度较高，而储能项目作为新能源行业的重要组成部分，其项目落地也呈现“加速”之势。

有业内人士表示，今年政府工作报告首次将新型储能写入其中，标志着“发展新型储能”将成为今年乃至今后相当长的一段时期内我国经济社会发展的一项重要任务。

新能源和储能相依相存

随着新能源快速大规模发展，新型储能对新型电力系统稳定运行的重要意义已获广泛共识。

国家电网科技创新部主任陈梅坦言，国家电网运营全球新能源规模最大电网，截至目前，新能源装机规模已达9.1亿千瓦，电网安全稳定运行面临前所未有的挑战。“新型储能是提升电力系统调节和支撑能力的重要手段，电网对其需求极其迫切。”

在工信部电子信息司基础处处长金磊看来，新型储能是新能源发展的必要条件。“如果搞新能源不搞储能，就是无本之木。反之，搞新型储能不搞新能源，可能就是无的放矢。二者相依相存，共同成长。”

新型储能能够应对新能源出力的波动和多元负荷的需求，能够实现主动支撑、惯量管理、快速频率响应和黑启动等功能，提升系统韧性，这是两者协同的底层逻辑。

中国工程院院士舒印彪用一组数据进一步解释，截至2023年底，全国光伏累计装机容量达6.1亿千瓦，占总装机的21%。由于大规模光伏并网，许多省级电网午间时段负荷出现“鸭子型曲线”（光伏发电量在中午时达到最大，在傍晚时消失，但此时电力需求却急剧上涨，一天中尖峰负载和可再生能源发电量之间的落差呈鸭子轮廓）。全国最高用电负荷达到13.4亿千瓦，新能源最大日功率波动超过3亿千瓦，占最大负荷的22%。“预计到2060年，全国最高用电负荷将达到40亿千瓦，新能源每日的最大功率波动达到16亿千瓦，占最大负荷的40%。”

舒印彪表示，我国正在加快构建新型电力系统，电力系统的形态特征将发生显著改变，将从连续可控变为弱可控和高度不确定性的电源，将从大电网为主变为大电网与分布式微电网等多种形态的电网并存。“配电网也将从无源配电网变为有源多元复合广泛接入，从源随荷动向源往荷处协调互动转变。在这个过程中，电力系统保持实时连续可靠供电的技术要求不会改变。因此，新型电力系统离不开新型储能的强有力支撑。”

靶向问题解决是关键

尽管新型储能增长提速具有高确定性，但身处其中的企业正持续承压。

电芯是组成储能系统的最小单元。受碳酸锂等上游原材料价格大幅下降，以及市场竞争加剧等因素影响，锂电芯价格在过去一年腰斩，均价从去年年初的0.9元—1.0元/Wh下降至目前的0.4元—0.5元/Wh；储能系统平均价格从1.5元/Wh降至约0.7元/Wh。净利润普遍增速放缓、低价中标频频出现，迫使储能企业卷入一场价格漩涡。

“中国目前有上万家储能企业，大部分产品毛利率较低，企业缺乏后续资源与经费继续投入研发，安全隐患问题依然存在。此外，目前储能设备平均利用率偏低，且电力现货、辅助服务等市场政策尚不明确，也对储能行业高质量发展造成了阻碍。”阳光电源董事长曹仁贤表示，储能行业应坚守安全底线，尽快回归以技术创新推动降本增效的主航道，避免无效内卷。

在远景集团高级副总裁田庆军看来，要理性看待储能竞争，价格快速下降将推动储能装机翻倍增长。最近三四年，风机价格下降3/4，光伏价格下降2/3，推动中国新增新能源装机超过2亿千瓦。“储能也将遵循这一发展逻辑，如果不能持续降本，整个产业就很难做大，但要警惕内卷带来的质量风险。”

新能源配储规模持续扩大，建而不用问题也愈发凸显。舒印彪表示，我国新型储能利用率不高，2023年电网侧、用户侧、新能源强制配储项目平均利用率指数分别为38%、65%、17%。安全问题时常出现，电池能量密度和容量有待提高，部分标准缺失，安全风险增加。

竞争加剧需避免低效竞争

新型储能赛道的火热景象之外，诸如产能过剩、项目实际利用率不高、产业安全监管待升级等问题也开始显现。

记者梳理发现，目前储能市场存在诸多痛点，其中产能过剩问题比较突出。

真锂研究首席分析师墨柯称，2022年储能电池库存可能超过20GWh，2023年按照不同口径统计的储能电池库存约为50GWh至80GWh，这也就意味着这两年的总库存已高达70GWh至100GWh。

不仅如此，墨柯认为，储能电池激烈的价格竞争还让动力电池的价格上不来，且储能电池倾向于向低端电动车消化库存，进一步挤压了动力电池的市场空间。

一些业内人士提到，我国目前有上万家储能企业，但大部分产品毛利率比较低，导致企业缺乏后续资源与经费继续投入研发。

深圳国瑞协创储能技术有限公司总经理卓清锋表示，新型储能行业竞争日趋白热化，今年下半年或将迎来行业大洗牌，届时至少一半以上的集成企业将被淘汰。“现金流有问题的企业，今年估计会比较困难；做大储（应用于新能源电站、电网等大型场景的储能系统）的小企业，项目越多可能风险越大。”

中国工程院院士、中国机电工程学会理事长舒印彪认为，我国新型储能产业化发展水平有待提升。他建议，加强规划引领，优化调度运行，完善市场运营机制，加强关键技术创新，加大政策支持，加快标准和认证体系建设。

此外，多位业内人士呼吁，新型储能行业应坚守安全底线，尽快回归以技术创新推动降本增效的主航道，避免低效竞争。他们建议，新型储能行业要进一步增强上下游的分工协同，加强国际合作，共同推动新型储能的标准化、安全化、规模化和经济化，让行业实现高质量发展。

原标题：一年装机规模大涨260%，新型储能产业与新能源相辅相成