2024新型储能技术、市场与应用发展趋势

储能是未来电力行业发展的必然选择。由于新能源规模化的接入电网、电力削峰填谷、参与调压调频、发展微电网等方面的需要，储能在未来电力系统中将是不可或缺的角色。目前，除了抽水蓄能比较成熟之外，其它的储能方式均处于新兴阶段，技术仍有进步空间。新型储能是除抽水蓄能以外以输出电力为主要形式的储能技术，具有精准控制、快速响应、灵活配置和四象限灵活调节功率的特点，能够为电力系统提供多时间尺度、全过程的平衡能力、支撑能力和调控能力，是构建以新能源为主体新型电力系统的重要支撑技术。新型储能通过与数字化、智能化技术深度融合，将成为电、热、冷、气、氢等多个能源子系统耦合转换的枢纽，可以促进能源生产消费开放共享和灵活交易、实现多能协同，支撑能源互联网构建，促进能源新业态发展。也是未来的新能源储能技术发展趋势。据中关村储能产业技术联盟统计的数据，截至2023年12月底，中国已投运新型储能累计装机规模达34.5吉瓦/74.5吉瓦时，功率和能量规模同比增长均超150%。其中，2023年新增投运新型储能装机规模达21.5吉瓦/46.6吉瓦时，三倍于2022年新增投运规模水平。连续3年单年新增装机超过累计装机规模。业内预计，2024年新型储能产业将延续高速发展态势，全年新增装机规模有望超35吉瓦时。2024年新型储能产业发展趋势和特点竞争2023年，电池级碳酸锂价格持续跌势，价格区间9.6万/吨—51万元/吨，均价22.65万元/吨，同比下降53%，年终均价跌破10万元/吨，与最高60万元/吨时相比，价格降幅超过80%。上游原材料与下游储能系统价格联动，相比年初，年终电芯价格腰斩。2023年国内储能系统中标规模达65.7吉瓦时，同比增长383%，共200多家企业摘得标的。储能系统中标均价持续下行，至2023年12月跌至0.79元/瓦时，与年初相比几乎腰斩，并出现低于0.6元/瓦时的报价，创行业新低。竞争如此激烈，原因是发电侧强制配储造成储能调用率低，加之价格持续下探，叠加行业资本大幅涌入，以及上游原材料价格快速下降等诸多因素叠加造成的结果。新型储能的降本速度和发展速度一样远超业内预期。国家发改委、国家能源局2022年3月印发的《“十四五”新型储能发展实施方案》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，储能系统成本降低30%以上。这也就是说，不到两年，新型储能已提前完成“十四五”降本目标。2023年，中国企业在全球市场储能电池（不含基站/数据中心备电类电池）出货量预估为185吉瓦时，不及年初预期。这是受多种因素影响，行业平均产能利用率仅50%左右，下半年出货出现放缓。随着产能高速扩张、行业竞争加剧，缺乏资金以及技术积累不足的企业将面临生存压力。创新尽管面临重重挑战，新型储能从业者仍对未来充满信心。到2030年，储能出货量将有10倍增长空间，市场确定性增长显而易见，这给从业者巨大信心，现有困难只是暂时的。跟动力电池相比，电化学储能市场还没有形成一家独大或绝对的龙头企业，中小企业还有很多发展机会。储能行业的确定性趋势是——新型储能正从试点示范逐步走向工程化、规模化、系统化和产业化，迎来快速发展的黄金期。储能市场新一轮拉力赛已然开启，大容量、长寿命、低成本电芯成为各家企业竞相研发的重点。其中，电芯单体容量在当前280Ah主流基础上快速迭代，300Ah、560Ah、700Ah、1130Ah储能电芯设计层出不穷。同时，基于大容量电芯，储能电池舱单舱电量实现提升，宁德时代、阳光电源、天合储能等头部企业均推出20尺5兆瓦时集装箱储能系统。破题从下游应用来看，建而不用问题突出，如何破题成为关键。中国工程院院士饶宏指出，目前全国已有28个省（区、市）出台10%—20%新能源配储政策，新能源配储占电源侧储能比重超过80%。但从实际运行数据看，新能源配储平均利用率低。中电联此前发布的《2023年上半年度电化学储能电站行业统计数据》显示，2023年上半年，我国电化学储能电站日均运行4.17小时，仅达到电站设计利用小时数的34%。总体来看，新型储能还是存在利用率不高、建而不用的问题。独立、共享储能成为近两年市场快速发展的方向，备案项目超过百吉瓦时，但同样出现项目备而不建问题。备而不建、建而不用问题的核心在于市场机制不完善，储能盈利模式不清晰。问题不止于此，目前储能规划总体较粗放。各地储能按照不同比例计入电力平衡，平衡系数缺乏明确标准。比如，有的省电源侧储能按20%的装机规模计入大方式电力平衡，负荷侧储能不计入电力平衡；有的省按装机规模50%参与电力平衡，还有的省明确2030年前后按10%和30%计入电力平衡。如何配建储能，还缺乏明确的规划方法和指导标准。储能项目在规划设计、设备选型、调试方面都存在诸多不足之处，招标时都承诺的非常好，但具体实施与预承诺差距较大，运维故障不断，系统一致性、额定容量、可用率很难达到预期，导致项目实际能调用容量或可用率很低。盈利在构建以新能源为主体的新型电力系统中，新型储能不仅要建得好，更要用得好。再好的产品，最终都要通过应用来发挥价值，这样才能形成良好的回报机制，产业才能持续良性发展。大型储能集成系统普遍存在多机并联控制复杂、电池侧控制颗粒度低、电网支撑功能欠缺问题。要研究挖掘储能应用场景，解析各场景对储能的应用需求。凝练各场景对不同储能技术、系统指标的精准化、差异化要求。同时研究兼顾储能规划—调度—交易方面的储能调控技术提升方法，建立适配储能高效运营的商业机制。随着电改持续深入，建立以新型储能参与、能够充分合理体现其多元价值的市场机制，是储能实现商业化发展的关键。要建立全流程的标准管理体系，树立高质量发展准入门槛，并对储能项目建设进行科学引导，建立项目库准入和退出机制，避免资源浪费和恶性竞争。储能需求将推动政策和市场规则不断完善。2023年9月，国家发改委、能源局印发我国首个电力现货市场基本规则——《电力现货市场基本规则（试行）》，明确储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易。随着电力市场的加快推进和峰谷价差拉大,储能可以作为主体参与到电力现货市场、辅助服务市场，通过参与交易获得收益。从已公布的1月电网代购电价看，现有19个地区的最大峰谷价差超过0.7元/kWh，广东、江苏和湖北峰谷价差最大，分别达到1.3053元/kWh、1.1414元/kWh和1.0693元/kWh。可见，新型储能收益正在逐渐打开。新型储能技术面临形势美国、欧盟和日本等在2017～2018年先后发布了储能技术发展路线图，将锂离子电池、液流电池、超级电容、压缩空气储能、飞轮储能等确定为重点关注的技术类型，并加大了技术研发投资。美国于2020年发布了储能大挑战路线图，还对金属纳基电池、锌基技术、可逆燃料电池、液体空气储能、氢储能等进行了探讨，更加重视技术创新引领和产业链完善。电化学储能方面，我国锂离子电池储能处于国际先进水平，基本实现国产化，但是自动化程度有待提升，部分核心部件如高精度膜头依赖国外进口，在高精度高速极片热复合设备、大面积高速真空镀锂设备、干法极片设备等新装备方便开发较少。液流电池方面，我国全钒液流电池储能总体处于国际领先水平，少数钒电堆关键材料如质子交换膜主要由国外厂商掌握核心知识产权，双极板和电极由于产业链不完善尚未摆脱国外市场的制约，国外目前在加紧布局铁铬液流、锌溴液流电池。其他电池方面，钠硫电池技术被日本NGK垄断，钠氯化镍电池方面我国通过引进美国GE公司技术进行产业化。机械储能方面，我国先进压缩空气储能技术研发处于国际领先水平，但是大功率电动机的设计和制造水平较为欠缺，仍需依赖国外进口。飞轮储能方面，美国处于国际领先水平，我国的大储能量飞轮、高速电机、磁悬浮等关键技术积累不充分，总体技术水平和国外相比差距约10年。电磁储能方面，我国的混合型电容器处于国际领先水平，双电层电容器和赝电容器处于跟跑水平，但是高进度涂敷模头等高精度部件和碳粉、隔膜、铝箔等核心材料尚依赖国外进口。2024年新型储能产业技术趋势展望从技术路线发展来看，压缩空气储能及飞轮储能技术正在加快商业应用部署。电化学储能中锂离子电池技术较为成熟、商业化初具规模，钠硫电池正加快商业应用部署，液流电池加速示范应用，电化学储能作为新型储能的主力军，已经开始从兆瓦级别的示范应用迈向吉瓦级别的规模市场化。氢储能等其他类型的新型储能技术由于技术成熟度较低，大部分处于开发和示范应用阶段，其中氢储能正加速推进商业应用部署。从技术支撑体系来看，中国新型储能创新单元主要包括电网安全与节能国家重点实验室、太阳能光伏发电技术国家重点实验室等国家重点实验室;北京国能新能源产业投资基金、长沙先进储能产业投资基金合伙企业等产业投资基金;GB/T36547-2018《电化学储能系统接入电网技术规定》、GB/T36558-2018《电力系统电化学储能系统通用技术条件》等技术标准。从各类新型储能技术性能指标对比来看，锂离子电池、飞轮储能、超级电容储能的综合效率较高;压缩空气储能的度电成本较低，使用寿命较高;除压缩空气储能外，其他储能技术的响应灵敏度均处于较高水平;电化学储能中的锂离子电池不仅适用于能量型储能应用，也适用于功率型、容量型储能应用，其应用领域最为广泛。从新型储能技术方向上看，绝大多数投资投向了与电化学储能相关的项目，其中的绝大多数与锂离子电池相关，少数其他方向项目包括钠离子电池、液流电池等。股权投资市场对储能技术的选择基本上与储能市场中新型储能占比吻合，这一方面反映出当前锂离子电池在性能、价格和安全性等方面已较为贴合储能应用需求，另一方面也反映出储能技术路线仍存不确定性，多数机构对可能替代锂离子电池的潜在技术路线仍持观望态度。从锂电池储能产业链角度分析，22%的被投项目专注于上游电池材料和设备;27%的被投项目专注于中游包括电池在内的储能装置的生产，11%的被投项目专注于数字储能技术，13%的项目可以提供集成后的储能系统产品;17%为在产业链下游运营储能项目的企业，包括工商业储能、家庭储能等企业。电化学储能领域中，投资布局向中游集中更为明显，超过半数的被投项目处于产业链中游。整体来看，电化学储能是当前发展最快的新型储能技术，是新型储能技术的主力军，其拥有更高的能量密度，产业链配套更加成熟，相较于其他储能技术在场景应用、技术、成本、建设周期、转换效率及选址要求上更具优势，具有高度的灵活性，其中锂电池储能是当前最具备投资潜力的新型储能技术，此外，钠硫电池、全钒液流电池、压缩空气储能、飞轮储能等技术也具备较大的投资潜力。当前，新型储能技术的发展正处于快速演进和创新的阶段。从整体趋势看，目前新型储能系统向着低成本、高安全、长寿命方向不断发展，进而带动细分领域的技术随之变化。2024储能应用场景发展趋势大储能亏损储能按照应用场景可以分为电源侧、电网侧、用户侧储能。其中电源侧、电网侧储能又称为大储，用户侧储能可分为工商业储能和家庭储能。国内装机形式以大储为主，未来独立储能有望成为大储主流形式，其收益模式包括容量租赁、现货套利、辅助服务、容量补偿，多个省份探索出三大创新商业模式；工商业储能盈利模式主要包括：峰谷套利、能量时移、需量管理、备电需求以及未来的电力现货市场套利及电力辅助服务，目前工商业经济性主要来自峰谷价差套利。此外，“虚拟电厂+工商业储能”有望相互赋能，实现市场化与电力系统加速融合；全球户储增速翻倍，欧洲是最大市场，目前欧洲户储去库将完成，产品逐步向一体机转变，企业盈利能力有望提升。不过当前我国主要发电集团的发电侧储能EPC项目投资呈逐年亏损态势。目前国内的发电侧资源，基本被以国家能源投资集团（简称“国能”）、中国华能集团（简称“华能”）、中国华电集团（简称“华电”）、中国大唐集团（简称“大唐”）、国家电力投资集团（简称“国电投”）为首的“五大”发电集团和以国投电力、中广核、中国三峡、华润电力、中节能、中核集团为首的“六小”发电集团控盘。公开数据显示，上述企业的年发电总量约占我国年发电总量的超80%，因此并称发电侧“五大六小”集群，“五大六小”企业也是发电侧锂离子储能项目EPC项目策划和实施的重要载体，一旦这些企业因亏损而暂停或阶段性放弃发电侧储能项目（以下简称“大储能”），对我国能源结构的调整转型和储能行业的健康发展将是致命的。事实上，无论上述企业是“放弃”还是阶段性“暂停”，在大储能规模高速增长的当下，诸如“市场争夺战”、“价格战”、“高投资杠杆”等问题已屡见不鲜，大储能业务已然受到了发展阻力，并有在2024年出现大幅下跌的可能。据Wind数据显示，储能板块的净利润增长率在2022年达到高点，接近70%，但2023年直线下滑至40%，预计2024-2025年将降至20%左右。新能源汽车飞速发展锂离子电池已然不再是储能电站的唯一选择，但锂离子电池目前依旧是我国纯电动、插电式汽车的唯一选择，把汽车一步步演化为我国能源结构全面升级转型（绿色电力比重提升）的重要载体。随着国内多地峰谷价差进一步拉大、分时电价机制完善、虚拟电厂与电力现货市场的完善，同步伴随新能源汽车保有量的持续增长、V2G【Vehicle-to-grid(车辆到电网)】技术的应用范围进一步增大，新能源汽车将为储能业务下阶段发展创造更大空间。公安部公布的最新数据显示，截至2023年底，我国新能源汽车保有量达2041万辆，全年新注册登记743万