2020年9月22日，习近平总书记在第七十五届联合国大会一般性辩论上“2030年碳排放达峰、2060年实现碳中和”的承诺，让中国的可再生能源行业为之一振。中国的能源行业开始进入“碳中和热潮期”。在之后不久的气候雄心峰会上，中国国家自主贡献新举措中，“2030年风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上”将这股热潮推向了高潮。
2022年，全国可再生能源总装机量已突破12.13亿千瓦，首次超越火电装机，占到发电总装机的47.3%。可再生能源发电量达到2.7万亿千瓦时，占全社会用电量的31.6%。其中，全国风电、光伏发电新增装机达到1.25亿千瓦。
新能源大规模开发，带来了严峻挑战。光伏、风电因其间歇性、波动性、不可预测性的先天缺陷，对电力系统安全稳定运行的挑战越来越大。
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过去两年来，全国范围内发生过两次大规模的电力系统挑战。一是2021年9月全国大范围的电力短缺，二是2022年夏季极端天气引发的局部地区电力短缺，一再地为电网安全稳定运行敲响警钟。储能在新型电力系统中的作用越发凸显。
2021年开始，国家支持储能发展的政策如雨后春笋，储能真正迎来了持续发展的元年。
国家发改委、国家能源局发布的《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，国务院印发的《2030年前碳达峰行动方案》，都强调了优化新型基础设施用能结构和大力发展储能的重要性。2022年3月21日，国家发改委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》，其中明确提出，到2025年新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段、具备大规模商业化应用条件；到2030年，新型储能全面市场化发展。
在国家层面确定了纲领性文件后，自上而下，地方政策也纷纷跟进出台相关政策。以“新能源+储能”为主的发展模式在全国快速铺开。在政策酝酿发酵一年后，2022年，储能产业正式驶入规模化发展的快车道。
根据CNESA Datalink全球储能数据库的不完全统计，截至2022年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模59.8GW，占全球市场总规模的25%，年增长率38%。新型储能装机占比迅猛攀升，累计装机规模首次突破10GW，达到13.1GW/27.9GWh，功率规模年增长率达128%，能量规模年增长率达132%。
2023年，储能延续了高增长态势，产业异常火爆，极致地呈现出一个新兴产业的蓬勃气象。具体表现在两个方面：一是市场需求快速增长，除新能源+储能外，工商业储能市场开始释放；二是新老玩家的各路人马、资本争相涌入或加码储能产业，行业竞争趋于白热化。
在迈入规模化发展的门槛才短短1年多的时间里，整个产业已经发生重要变化，迎来进入下一个新时期的拐点时刻。
01 重新审视储能的定位
9月16日，2023全球能源转型高层论坛上，华北电力大学教授、中国工程院院士刘吉臻现场发问：“从概念上来讲，我们构建新型电力系统，实现能源的转型，储能它究竟在其中是个什么定位？应该往哪个方向去发展？是不是按照现在这个状态，千军万马大家浩浩荡荡都在做储能行不行？风险在哪里？还有一个，新型电力系统实际上从技术层面究竟是个什么样子？在解决新型电力系统，特别是对于近来高比例的可再生能源风电光伏，是不是就以储能来应对？”
他还指出，整个电流的流动，就像水一样。“水可以储吗？当然可以，矿泉水储水，水库储水，都可以储，但是从大禹治水开始，就拿最近北方出现的北京地区的洪水，储得了吗，储不了，那就疏导、排洪、疏通。”
他强调，“（我们）对储能一定要有个清醒的认识，储能不是万能的，将来新型电力系统，能源转型以后的以新能源为主体的能源系统，储能要发挥作用，但是十分有限。”
“新型电力系统的建设，包括现在的沙戈荒滩等等，是不是一定要依赖于更大规模的新型储能？根本没有论证！我在好几个场合讲过：你论证过吗？投资多大？运营成本多高？这都有待于我们深入探讨。”
作为我国最早从事储能应用研究的专家之一，南网专家委专职委员、特级战略技术专家郑耀东形容：“一个朋友这样比喻‘源网荷储’，如同一家三口（源网荷）娶了‘儿媳妇’（储），四个人过日子。但新型储能像个‘快闪靓女’，若以体量折算成时间维度算时长，很难和源网荷朝夕相处。”
02 新能源配储“变身”
新能源强制配储，是我国储能产业发展的底层驱动力。
2017年，青海省率先出台了新能源项目配套储能的相关政策。《青海省2017年度风电开发建设方案》中明确提出其当年规划的330万千瓦风电项目，要按照建设规模的10%配套建设储电装置。
2019年，随着电网侧储能的沉寂（电储能设施未被纳入输配电价），安徽、新疆等省区也开始出台相关政策，要求可再生能源项目中必须配套一定比例的储能系统。
2020年是一个关键年份。首先，截至当年，出台可再生能源配套储能系统政策的省区多达十几个。其次，这一年也是陆上风电、光伏在全面平价之前的最后一个“补贴之年”。抢装新能源的热潮叠加配储政策，让电源侧储能快速发展。
配建储能需要与新能源场站打包运营，同时，参与电力市场的运行机制也并不完善，因此，电源侧储能大多处在“晒太阳”的情况下，即使参与电力市场，收益也无法覆盖成本。
今年3月，中电联发布的《2022年度电化学储能电站行业统计数据》显示，2022年电化学储能电站平均运行系数为0.17（日均运行小时4.15h、年运行小时1516h)、平均利用系数为0.09(日均利用小时2.27h、年利用小时829h)。
面对不得不背负的巨大沉没成本，新能源开发商显得颇为无奈：一是储能项目开发“雷声大，雨点小”，规划多，但建设进展缓慢；二是在招投标中，更倾向于低价，导致储能设备行业出现劣币驱逐良币的情况。
独立储能或共享储能的发展为新能源配储提供了新的发展路径。这是一种更集约的发展方式。给予储能电站独立的市场主体地位，盈利渠道更加多样化。
山东能源局发布的统计数据显示，截至目前，山东省独立储能规模197.6万千瓦、占70%，配建储能规模85.4万千瓦、占30%。与独立储能相比，配建储能未进入电力市场，缺乏盈利模式，无法享受电力市场红利，参与电网调峰的积极性、主动性不高。今年上半年，独立储能可基本实现每天一充一放，利用小时数达533小时，而配建储能利用小时数为192小时、仅为独立储能的1/3。
不久前，山东省发改委、国家能源局山东监管办公室、山东省能源联合印发《关于开展我省配建储能转为独立储能试点工作的通知》，以拓宽配建储能盈利渠道，鼓励其积极参与电力市场。
今年以来，各地陆续出台文件中，大多都提到，投建的新能源场站，可以租赁满足配比要求的的容量。原来投建的新能源配建储能，可以转为独立共享储能。
盈利渠道拓宽，实际利用率增加，投资运营商对储能系统的要求也相应提升。此前，单纯“以价格论成败”的趋势得以扭转。储能系统厂商彼此间真正的实力开始一见高下。
03 淘汰赛已经开始
从供给端来看，行业最显著的变化就是产业过剩，导致竞争加剧。
不久前，咨询机构鑫椤锂电透露消息，某头部储能电芯厂商已经主动减产。而去年同期，整个储能行业还处在电芯紧缺的焦虑中，特别是280Ah大电芯。头部企业尚且如此，二三线厂商的状况更是可想而知。
短短一年时间内，行业的主旋律，从需求端预期，转向供给端竞争，竞争全面深化。
产能过剩主要源于新老玩家集中加码布局。一是宁德时代、鹏辉能源、亿纬锂能、国轩高科等电池巨头纷纷加码储能；二是海辰储能、瑞浦兰钧、楚能新能源、赣锋锂电等新玩家豪横扩产，整个行业掀起大干快上的扩产热潮；此外，还有大量企业看好行业前景，硬生生挤进来。
据长城证券产业金融研究院的不完全统计，过去三年（2020—2023Q1）在一级市场融资的储能企业多达124家，总融资金额高达405亿元，参与的投资机构523家。
资本狂热，叠加企业跨界转型、以及地方政府招商引资及发展经济的需要，储能行业迅速膨胀。企查查数据显示，截止到2023年8月底，所属行业为储能、且在正常运营范围的相关企业已超过12.6万家。其中2023年前八个月的企业注册数，已经接近去年全年。
为应对竞争，在企业经营层面，电芯厂商普遍向终端市场延申，强化在系统集成领域的布局。在市场策略上，为争抢订单，行业报价持续走低，价格战硝烟弥漫。
在产品策略上，行业则是围绕降本增效，开展大电芯的研发和应用。今年以来，314及以上容量大电芯应用落地，宁德时代、正泰电源、比亚迪、中车株洲所、欣旺达、瑞浦兰钧、远景能源等均已推出20尺5MWh以上系统。
对外输出，也是企业解决产能问题的又一路径。但是，海外市场的空间并没有想象得那么大。作为中国以外的最大的两个市场，欧洲和美国都不同程度的存在一定库存，特别是户储产品。
而大储订单，又被行业头部企业把握，如宁德时代、亿纬锂能、中创新航、远景能源、鹏辉能源、瑞浦兰钧、海辰储能等。
当下，整个行业，都面临的一个窘境是，还没有享受行业高速发展带来的红利，即陷入白热化的竞争。整个行业面临增收不增利的情况，对家底不厚、弹药不足的的新企业而言，情况尤为严峻。
04 电力改革日渐深化
储能真正的价值在于参与电力市场。“双谈”目标提出以来，储能在电力市场中的地位被逐步明确。
2022年2月，国家发展改革委、国家能源局印发《“十四五”新型储能发展实施方案》。该文件明确新型储能独立市场主体地位。并提出，加快新型储能市场化步伐。包括加快推进电力中长期交易市场、电力现货市场、辅助服务市场等建设进度，推动储能作为独立主体参与各类电力市场；研究新型储能参与电力市场的准入条件、交易机制和技术标准，明确相关交易、调度、结算细则。
同年6月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，新型储能可作为独立储能参与电力市场，加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场，配合电网调峰，鼓励进一步拉大电力中长期市场、现货市场上下限价格。
今年9月18日，国家发展改革委、国家能源局印发《电力现货市场基本规则（试行）》，这是我国首份国家级电力现货市场纲领性文件，储能也在包含在内。
文件提到，稳妥有序推动新能源参与电力市场，设计适应新能源特性的市场机制，与新能源保障性政策做好衔接；推动分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易。
目前，很多省份已经出台储能参与辅助服务市场和需求侧响应的机制和文件，明确规定报价价格、参与方式、费用结算方式等。
以需求响应为例，据不完全统计，目前储能可参与的省份有山东、江苏、宁夏、福建、广东、安徽、广西、湖北、陕西等。
未来，随着电力市场改革的深化，储能的盈利模式和能力将越发清晰，储能设施投入运营的效能也可以一目了然。届时，行业将告别野蛮生长，回归理性。
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