長時儲能市場火爆開啟

　　在儲能產業，競爭激烈程度不斷升級，猶如一場沒有終點、只有不斷加速的馬拉松。究竟這場競賽有多么白熱化呢?據國務院發布的《2030年前碳達峰行動方案》，到2025年，中國新型儲能裝機容量要達到30GW以上。然而，根據中關村儲能產業技術聯盟的數據，截至2023年底，中國新型儲能累計裝機已達34.5GW/74.5GWh。僅僅一年的時間，新增投運規模達到了驚人的21.5GW/46.6GWh，三倍于2022年的規模。

　　這背后的推動力在于“雙碳”目標的實現。隨著風電和光伏裝機容量的迅速增長，不穩定的風光發電給電網帶來了巨大的挑戰。為了解決這一問題，各地紛紛出臺“風光配儲”政策，即在新建的風電場和光伏電站中配套建設儲能電站。這個“大型充電寶”能夠儲存多余的風光發電量，并在需要時釋放，從而提升電力系統的運行效率。

　　然而，隨著儲能產品產能的快速釋放，市場供大于求的現象愈發嚴重，導致產品價格不斷下跌。中儲科技公示的2024年度電芯框架招標情況顯示，儲能電芯的報價已低至0.409元/Wh，相比于2023年1月的底價，降幅超過50%。這無疑揭示了中國新型儲能行業正經歷與光伏產業類似的困境：產能過剩、產品同質化，價格戰愈演愈烈。

　　盡管新型儲能行業起步較晚，但發展迅速，如今正步入光伏產業曾經歷的困境。然而，與短時儲能的過度競爭形成鮮明對比的是，長時儲能的重要性正逐漸凸顯。隨著光能、風能裝機占比不斷提升，其發電與終端電力需求的匹配性問題愈發嚴重，長時儲能憑借長周期、大容量特性，在更長時間維度上調節新能源電力供給。

　　國家發改委、能源局發布的《關于鼓勵可再生能源發電企業自建或購買調峰能力增加并網規模的通知》中明確要求，“超過電網企業保障性并網以外的新增可再生能源發電項目，需配建4小時以上的調峰能力”。這一政策導向在內蒙古、新疆、遼寧、河北、上海等地得到積極響應，提出4小時以上儲能時長的要求。

　　全球咨詢機構麥肯錫預測，長時儲能的潛在市場空間將從2025年開始大規模增長，全球累計裝機量將達到30-40GW，累計投資額約500億美元。相比短時儲能，長時儲能作為近年新興的儲能細分市場，企業的參與門檻更高，競爭環境更為良性。這為那些具備技術積累和前瞻性布局的企業提供了寶貴的機遇。

　　在政策的推動下，新型儲能行業正快速起步。根據不同的需求場景，儲能可分為大儲、工商業儲能和家庭儲能。大儲主要服務于電源側和電網側，而工商業儲能在某些地區具有經濟優勢，家庭儲能在海外得到廣泛應用。當前，新型儲能行業的發展主要由政策驅動。據統計，2021年至2023年，國家及地方出臺了近1200項與儲能直接相關的政策。

　　然而，新型儲能行業也面臨諸多挑戰。一方面，存在大量配而不儲的現象，甚至出現“劣幣驅逐良幣”的問題。以電源側配儲為例，由于受到配儲容量與時長限制，其對電源側企業本身的電力消納作用較為有限，企業往往只是為了滿足新能源項目建設的審批要求而進行配建，較少考慮后續儲能的實際運行。因此，在建設過程中，企業往往會選擇更低成本的解決方案，如在部分時段棄電等。

　　另一方面，儲能項目的初始投資成本較高。以光伏電站配建儲能項目為例，其初始投資將增加8-10%，而風電場配建同樣容量的儲能項目，其初始投資成本將增加15%-20%。由于配建儲能會導致項目初始投資成本明顯增加，新能源企業更傾向于選擇初始成本較低的儲能產品。這也導致了儲能企業競標時出現“低價者得”的現象。

　　為了解決新能源配儲的商業化難題，近年業內開始嘗試“共享儲能”模式。這種集中式大型獨立儲能電站，除了滿足自身電站需求外，也為其它新能源電站提供服務。對于電源企業來說，這降低了新能源配套儲能的建設成本，減少了日常運維成本;對于電網企業來說，多點位集中式的中大型儲能電站將有利于電網的平衡。在國家發改委、能源局以及各地方政府的鼓勵下，共享儲能電站一般單體規模較大，建設方一般是地方國企，但也有電網企業自建共享儲能電站。在收費上，各省的收費標準不一。山東、湖南作為共享儲能電站盈利模式較為典型的省份，儲能租賃費用分別約為350元/KW和450-600元/KW。調研得知，在峰谷電價差較大的江浙等地區，共享儲能電站的內部收益率能達到7%以上。這已達到很多央企、地方國企對于內部投資收益率的基準線。

　　此外，光伏、風電等新能源行業的快速發展也為儲能產業留出了更多成本空間。以光伏為例，國際可再生能源署的報告顯示，2010-2019年間，全球光伏電站的平均發電成本下降了82%，組件價格降幅超90%。而近幾年，光伏行業的降價趨勢仍在繼續。這意味著企業在整體投資額預算不變的情況下，其用光伏發電的成本降低了，就有更多成本可用在配儲上。

　　綜上所述，新型儲能行業的發展離不開政策的推動和市場的需求。盡管面臨商業化難題，但通過“共享儲能”等創新模式和技術的進步，我們有理由相信這個行業將會迎來更加廣闊的發展前景。

　　在多技術競逐的背景下，儲能技術的應用需要根據不同的情況進行“因地制宜”的決策。根據儲存介質的不同，儲能技術可以分為電儲能、熱儲能和化學儲能。其中，電儲能技術又可以分為電化學儲能、電磁儲能和機械儲能等。在更細分的儲能技術中，抽水蓄能和光熱儲能(以熔鹽儲能為主)大規模應用的歷史更久。然而，全球的熔融鹽儲熱項目多集中在赤道附近的地區，而中國的熔融鹽儲熱應用在近幾年才開始火熱起來。

　　在各類新型儲能中，電化學儲能是發展相對成熟、目前商業應用最多的一類。目前，中國的電化學儲能大部分為鋰離子電池技術。由于鋰離子電池技術在新型儲能市場發展之前已有消費電池、動力電池等市場支撐，全產業鏈技術持續快速進步。表現之一是，鋰離子電池的成本在過去近30年里下降了97%。雖然鋰離子電池具有高能量密度，但是也存在一些不可回避的缺點，如安全性不足和儲能時長不夠等。

　　從中國的儲能政策目標來看，高安全、低成本、長壽命、大規模、高效率、可持續發展是儲能技術未來的產業發展方向。尤其安全性，是儲能路線選擇中首要考慮的問題。據不完全統計，近5年，全球范圍內共發生41起社會面影響較大的儲能電站起火爆炸事故，其中美國6起、中國6起、韓國31起，比利時和澳大利亞各1起。2022年，國家能源局曾發函明確，中大型電化學儲能電站不得選用三元鋰電池、鈉硫電池。

　　作為最接近抽水蓄能的電化學儲能產品，液流電池的輸出功率和儲能容量可獨立設計，應用于大規模儲能時成本較低，安全性較高，且儲能時間高達8小時以上，整體使用壽命可達到25年及以上。不同于鋰電池中磷酸鐵鋰、三元鋰兩家獨大，液流電池的種類更多，技術路徑上還有多種選擇和可能性。目前，商業化程度、技術成熟度最高的液流電池是全釩液流電池。全釩液流儲能電池的充放電循環壽命可達2萬次以上，日歷壽命超過15年(一般可達20年以上)，是各類二次電池里壽命最長的。

　　雖然液流電池誕生近50年，但此前很長一段時間沒進入規?；瘧玫闹饕钢馐牵耗芰棵芏鹊?只有鋰電池的1/10)、體積過大、限制了適用場景、經濟性不足等。然而近年來，液流電池儲能系統的成本在快速下降。以全釩液流儲能電池為例，行業內先進企業的交付價格已經降至鋰電池儲能系統的2倍左右。在4小時以上的長時儲能中，釩液流電池已展現出較鋰電池儲能更好的經濟性。

　　對于各有優劣的鋰電池和液流電池，業內專家們也結合其優勢，設計出了鋰離子液流電池。按電解液化學成分的不同，除了全釩液流儲能電池、鋰離子液流電池，液流電池還有鋅/溴、鋅/鐵、鐵/鉻、多硫化鈉/溴等多種技術路線。它們具有不同的能量密度、運行溫度范圍和充放電次數。

　　除了電化學儲能技術之外，熱儲能技術和化學儲能技術也有各自的發展潛力。例如在干旱且平坦的戈壁、荒漠等地區，由于不具備開展抽水蓄能、空氣壓縮儲能等項目的地質條件，光熱儲能技術成為一種可行的選擇。通過熔融鹽這一傳熱儲熱介質，光熱儲能既能滿足儲能容量大、儲能時長久的要求，又具備經濟性，并能在嚴酷的自然條件下安全平穩運行25-30年。

　　整體而言，各類新型長時儲能技術大部分尚處在示范階段。結合不同的使用場景因地制宜選擇最適合的儲能路線至關重要。至于何種技術路線能最終引領儲能行業發展或許需要以5-10年以上的長期時間維度來觀察方能見分曉。

　　在長時儲能產業發展的早期階段，如何在各類技術路線尚未明朗的情況下尋找確定性機會?這需要深入研究和理解國家政策，并洞察細分產業的發展趨勢。在光熱發電領域，國家政策已經給出了明確的指引。政策提出，力爭在“十四五”期間，每年新增開工規模達到300萬千瓦左右，并強調在沙漠、戈壁、荒漠地區的新能源基地建設中盡快落地一批光熱發電項目。這意味著，如果企業在這些地區建設光熱發電項目，將有可能獲得更多的政策支持和資源傾斜。

　　而對于那些尚未有明確政策支持的細分技術路線，我們需要深入產業鏈，尋找各個環節的機會。以釩液流電池為例，整個釩電池儲能系統包括電堆、電解液、逆變器、智能控制、儲罐、集裝箱、管泵閥傳感器等多個部分。其中，電堆材料中的電極材料和膜材料存在性能提升和成本下降的空間。同時，雙極板的技術門檻較低，但仍有成本下降的可能。在光熱儲能方面，其建設產業鏈較長，包括聚光、吸熱、儲換熱、發電四大板塊。其中，儲換熱板塊涉及多種材料和設備，存在較多的細分產業機會。

　　長時儲能行業并非重資產制造行業，而更多是一種輕資產的集成模式。但集成的門檻并不低，涉及的材料和設備眾多，如何提升它們的適配性是一個很高的設計門檻。因此，未來的競爭局面將是強者恒強，參與的企業不會太多。