在储能产业，竞争激烈程度不断升级，犹如一场没有终点、只有不断加速的马拉松。究竟这场竞赛有多么白热化呢?据国务院发布的《2030年前碳达峰行动方案》，到2025年，中国新型储能装机容量要达到30GW以上。然而，根据中关村储能产业技术联盟的数据，截至2023年底，中国新型储能累计装机已达34.5GW/74.5GWh。仅仅一年的时间，新增投运规模达到了惊人的21.5GW/46.6GWh，三倍于2022年的规模。
这背后的推动力在于“双碳”目标的实现。随着风电和光伏装机容量的迅速增长，不稳定的风光发电给电网带来了巨大的挑战。为了解决这一问题，各地纷纷出台“风光配储”政策，即在新建的风电场和光伏电站中配套建设储能电站。这个“大型充电宝”能够储存多余的风光发电量，并在需要时释放，从而提升电力系统的运行效率。
然而，随着储能产品产能的快速释放，市场供大于求的现象愈发严重，导致产品价格不断下跌。中储科技公示的2024年度电芯框架招标情况显示，储能电芯的报价已低至0.409元/Wh，相比于2023年1月的底价，降幅超过50%。这无疑揭示了中国新型储能行业正经历与光伏产业类似的困境：产能过剩、产品同质化，价格战愈演愈烈。
尽管新型储能行业起步较晚，但发展迅速，如今正步入光伏产业曾经历的困境。然而，与短时储能的过度竞争形成鲜明对比的是，长时储能的重要性正逐渐凸显。随着光能、风能装机占比不断提升，其发电与终端电力需求的匹配性问题愈发严重，长时储能凭借长周期、大容量特性，在更长时间维度上调节新能源电力供给。
国家发改委、能源局发布的《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》中明确要求，“超过电网企业保障性并网以外的新增可再生能源发电项目，需配建4小时以上的调峰能力”。这一政策导向在内蒙古、新疆、辽宁、河北、上海等地得到积极响应，提出4小时以上储能时长的要求。
全球咨询机构麦肯锡预测，长时储能的潜在市场空间将从2025年开始大规模增长，全球累计装机量将达到30-40GW，累计投资额约500亿美元。相比短时储能，长时储能作为近年新兴的储能细分市场，企业的参与门槛更高，竞争环境更为良性。这为那些具备技术积累和前瞻性布局的企业提供了宝贵的机遇。
在政策的推动下，新型储能行业正快速起步。根据不同的需求场景，储能可分为大储、工商业储能和家庭储能。大储主要服务于电源侧和电网侧，而工商业储能在某些地区具有经济优势，家庭储能在海外得到广泛应用。当前，新型储能行业的发展主要由政策驱动。据统计，2021年至2023年，国家及地方出台了近1200项与储能直接相关的政策。
然而，新型储能行业也面临诸多挑战。一方面，存在大量配而不储的现象，甚至出现“劣币驱逐良币”的问题。以电源侧配储为例，由于受到配储容量与时长限制，其对电源侧企业本身的电力消纳作用较为有限，企业往往只是为了满足新能源项目建设的审批要求而进行配建，较少考虑后续储能的实际运行。因此，在建设过程中，企业往往会选择更低成本的解决方案，如在部分时段弃电等。
另一方面，储能项目的初始投资成本较高。以光伏电站配建储能项目为例，其初始投资将增加8-10%，而风电场配建同样容量的储能项目，其初始投资成本将增加15%-20%。由于配建储能会导致项目初始投资成本明显增加，新能源企业更倾向于选择初始成本较低的储能产品。这也导致了储能企业竞标时出现“低价者得”的现象。
为了解决新能源配储的商业化难题，近年业内开始尝试“共享储能”模式。这种集中式大型独立储能电站，除了满足自身电站需求外，也为其它新能源电站提供服务。对于电源企业来说，这降低了新能源配套储能的建设成本，减少了日常运维成本;对于电网企业来说，多点位集中式的中大型储能电站将有利于电网的平衡。在国家发改委、能源局以及各地方政府的鼓励下，共享储能电站一般单体规模较大，建设方一般是地方国企，但也有电网企业自建共享储能电站。在收费上，各省的收费标准不一。山东、湖南作为共享储能电站盈利模式较为典型的省份，储能租赁费用分别约为350元/KW和450-600元/KW。调研得知，在峰谷电价差较大的江浙等地区，共享储能电站的内部收益率能达到7%以上。这已达到很多央企、地方国企对于内部投资收益率的基准线。
此外，光伏、风电等新能源行业的快速发展也为储能产业留出了更多成本空间。以光伏为例，国际可再生能源署的报告显示，2010-2019年间，全球光伏电站的平均发电成本下降了82%，组件价格降幅超90%。而近几年，光伏行业的降价趋势仍在继续。这意味着企业在整体投资额预算不变的情况下，其用光伏发电的成本降低了，就有更多成本可用在配储上。
综上所述，新型储能行业的发展离不开政策的推动和市场的需求。尽管面临商业化难题，但通过“共享储能”等创新模式和技术的进步，我们有理由相信这个行业将会迎来更加广阔的发展前景。
在多技术竞逐的背景下，储能技术的应用需要根据不同的情况进行“因地制宜”的决策。根据储存介质的不同，储能技术可以分为电储能、热储能和化学储能。其中，电储能技术又可以分为电化学储能、电磁储能和机械储能等。在更细分的储能技术中，抽水蓄能和光热储能(以熔盐储能为主)大规模应用的历史更久。然而，全球的熔融盐储热项目多集中在赤道附近的地区，而中国的熔融盐储热应用在近几年才开始火热起来。
在各类新型储能中，电化学储能是发展相对成熟、目前商业应用最多的一类。目前，中国的电化学储能大部分为锂离子电池技术。由于锂离子电池技术在新型储能市场发展之前已有消费电池、动力电池等市场支撑，全产业链技术持续快速进步。表现之一是，锂离子电池的成本在过去近30年里下降了97%。虽然锂离子电池具有高能量密度，但是也存在一些不可回避的缺点，如安全性不足和储能时长不够等。
从中国的储能政策目标来看，高安全、低成本、长寿命、大规模、高效率、可持续发展是储能技术未来的产业发展方向。尤其安全性，是储能路线选择中首要考虑的问题。据不完全统计，近5年，全球范围内共发生41起社会面影响较大的储能电站起火爆炸事故，其中美国6起、中国6起、韩国31起，比利时和澳大利亚各1起。2022年，国家能源局曾发函明确，中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池。
作为最接近抽水蓄能的电化学储能产品，液流电池的输出功率和储能容量可独立设计，应用于大规模储能时成本较低，安全性较高，且储能时间高达8小时以上，整体使用寿命可达到25年及以上。不同于锂电池中磷酸铁锂、三元锂两家独大，液流电池的种类更多，技术路径上还有多种选择和可能性。目前，商业化程度、技术成熟度最高的液流电池是全钒液流电池。全钒液流储能电池的充放电循环寿命可达2万次以上，日历寿命超过15年(一般可达20年以上)，是各类二次电池里寿命最长的。
虽然液流电池诞生近50年，但此前很长一段时间没进入规模化应用的主要掣肘是：能量密度低(只有锂电池的1/10)、体积过大、限制了适用场景、经济性不足等。然而近年来，液流电池储能系统的成本在快速下降。以全钒液流储能电池为例，行业内先进企业的交付价格已经降至锂电池储能系统的2倍左右。在4小时以上的长时储能中，钒液流电池已展现出较锂电池储能更好的经济性。
对于各有优劣的锂电池和液流电池，业内专家们也结合其优势，设计出了锂离子液流电池。按电解液化学成分的不同，除了全钒液流储能电池、锂离子液流电池，液流电池还有锌/溴、锌/铁、铁/铬、多硫化钠/溴等多种技术路线。它们具有不同的能量密度、运行温度范围和充放电次数。
除了电化学储能技术之外，热储能技术和化学储能技术也有各自的发展潜力。例如在干旱且平坦的戈壁、荒漠等地区，由于不具备开展抽水蓄能、空气压缩储能等项目的地质条件，光热储能技术成为一种可行的选择。通过熔融盐这一传热储热介质，光热储能既能满足储能容量大、储能时长久的要求，又具备经济性，并能在严酷的自然条件下安全平稳运行25-30年。
整体而言，各类新型长时储能技术大部分尚处在示范阶段。结合不同的使用场景因地制宜选择最适合的储能路线至关重要。至于何种技术路线能最终引领储能行业发展或许需要以5-10年以上的长期时间维度来观察方能见分晓。
在长时储能产业发展的早期阶段，如何在各类技术路线尚未明朗的情况下寻找确定性机会?这需要深入研究和理解国家政策，并洞察细分产业的发展趋势。在光热发电领域，国家政策已经给出了明确的指引。政策提出，力争在“十四五”期间，每年新增开工规模达到300万千瓦左右，并强调在沙漠、戈壁、荒漠地区的新能源基地建设中尽快落地一批光热发电项目。这意味着，如果企业在这些地区建设光热发电项目，将有可能获得更多的政策支持和资源倾斜。
而对于那些尚未有明确政策支持的细分技术路线，我们需要深入产业链，寻找各个环节的机会。以钒液流电池为例，整个钒电池储能系统包括电堆、电解液、逆变器、智能控制、储罐、集装箱、管泵阀传感器等多个部分。其中，电堆材料中的电极材料和膜材料存在性能提升和成本下降的空间。同时，双极板的技术门槛较低，但仍有成本下降的可能。在光热储能方面，其建设产业链较长，包括聚光、吸热、储换热、发电四大板块。其中，储换热板块涉及多种材料和设备，存在较多的细分产业机会。
长时储能行业并非重资产制造行业，而更多是一种轻资产的集成模式。但集成的门槛并不低，涉及的材料和设备众多，如何提升它们的适配性是一个很高的设计门槛。因此，未来的竞争局面将是强者恒强，参与的企业不会太多。
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