全球能源大变局，储能何以成为决胜关键！
本文摘要：（由ai生成）
本文讨论了全球能源转型中储能技术的关键作用和面临的挑战。随着可再生能源装机规模的增长，储能成为解决新能源消纳问题的关键。巴菲特强调了储能技术在能源转型中的重要性，尤其是比尔盖茨投资的储能电池项目。全球主要经济体已制定碳中和目标，推动能源转型。然而，消纳问题和储能技术的商业化模式仍是挑战。储能产业需突破电力现货市场和电池日历寿命两大卡点，未来可能面临供需失衡和价格战。储能行业将进入市场化竞争，企业需具备科技创新力、资本掌控力等综合竞争力。
锂电那些事今日头条2024年10月21日 星期一
在5月4日举办的2024年度会议上，一名投资者问到 “为什么伯克希尔选择在内达华投资建设新的天然气电厂，而不是选择建设光伏？”
对于这个问题，巴菲特副手格雷格回答道：“毫无疑问光伏是个巨大的机遇，我们会积极参与投资，但能源转型不会在一夜之间发生。无论是光伏还是风电都面临间歇性问题，需要依赖储能。为了确保供电稳定可靠，当前我们还不能完全脱离化石能源。目前具备经济性的储能电站时长为4小时，考虑到夜晚没有光照，4小时显然不够，可靠性和经济性之间需要找到平衡点。”
巴菲特进一步补充道：“能源转型和电力保供必须两者兼顾，当前光伏还无法成为主要电力来源的原因是储能问题还没解决。我的朋友比尔盖茨投资了储能电池项目，正在研究如何延长储能电池寿命，但技术突破仍然需要时间，我们需要尊重事物的客观发展规律。”
纵观全局，尽管新能源产业可持续发展仍存在挑战，甚至争议，但不可否认，在全球 “碳中和” 共识下，全球能源大变局已经势不可挡。
时间回溯到2015年，在巴黎举行的COP21（第21届联合国气候变化大会）上，全世界近200个缔约方共同签署了《巴黎协定》，该协定是一份具有法律约束力的国际条约，设定了本世纪下半叶全球实现温室气体净零排放的目标，是全球应对气候变化的重要里程碑。
在第28届联合国气候变化大会（下称 “COP28” ）又对《巴黎协定》进行了首次全球盘点，最终通过了决议《阿联酋共识》，参会各方就全球盘点达成一致，呼吁 “能源系统通过转型脱离化石燃料”(transitioning away from fossil fuel in energy systems)，这是气候大会史上首次明确提出摆脱化石燃料。
虽然对于能源转型的具体方式和节奏，与会各方依然存在巨大分歧，但加速能源转型的速度、提升可再生能源发电能力、提升能源效率、加快交通系统电气化已经成为全球性共识。
如今全球主要国家及经济体均制定了各自的碳中和目标及路线规划，据清华大学碳中和研究院撰写的《2023全球碳中和年度进展报告》显示，截至2023年9月，全球已有151个国家提出碳中和目标，覆盖92%的GDP(PPP)、89%的人口和88%的排放。
在这样的全球共识下，2015年后全球能源转型进入快车道，可再生能源装机规模迅速增长，全球风光合计新增装机规模从2015年115.2GW，大幅增长至2023年461.8GW，年均复合增速达到19.0%。
从装机量的角度看，全球风光累计装机从2015年645GW，已增长至2023年的2436GW，全球风光合计装机占比从2015年10.3%增长至2023年27.2%。从发电量的角度看，全球风光发电量合计占比从2015年4.5%增长至2023年13.3%。
期间，可再生能源LCOE大幅降低，技术进步带来的经济性是风光发展的主要驱动力。平准化度电成本(LCOE，Levelized Cost of Electricity)是国际通用的一个电力行业定量指标，用于评估发电机组在其全生命周期内每产生一度电所需的综合成本。得益于光伏组件光电转化效率不断提升、风机大型化等技术进步，风光产业持续规模化降本，新能源度电成本大幅降低。2009-2023年，全球光伏度电成本从2.77元/kWh下降至0.32元/kWh，降低了88.5%；全球陆风度电成本从0.87元/kWh下降至0.29元/kWh，降低了66.5%；全球海风度电成本从1.49元/kWh下降至0.55元/kWh，降低了63.4%。
如今光伏、风电度电成本较煤电、气电有了明显经济性优势，这是近年来可再生能源能够大规模替代传统化石能源的主要驱动力。
但在风光等新能源强势崛起的同时，却也有一些问题一直未得到解决，尤其是消纳问题正在成为产业化进程最严峻的挑战，而产业新的共识是，储能很可能成为全球能源大变局的决胜关键。
比如宁德时代董事长曾毓群在2023世界动力电池大会上表示，2030年储能市场规模将超过1TWh。
特斯拉创始人马斯克也一直有个梦想，“希望特斯拉的储能板块可以发展到与汽车业务不分伯仲，甚至超越汽车业务。” 他曾预测，到2030年，特斯拉储能业务的规模将达到汽车业务的规模。
去年3月2日，马斯克进一步阐述了特斯拉 “秘密宏图” 第三篇章，即下一阶段的发展方向——全面转向可持续能源，目标在2050年前实现能源100%可持续。特斯拉的愿景是 “加速世界向可持续能源转变”，特斯拉提出：如果要彻底实现能源的可持续，全球将需要240TWh储能、30TW可再生电力、10万亿美元的制造投资。
而据市场研究公司Grand View Research发布的报告，全球储能市场将在2025年达到1.2万亿美元的市场规模。
未来无疑是美好的，但我们还需清醒的认识到，在这场席卷全球的能源大变局中，储能在技术突破与商业化模式的探索进程中仍有诸多难题待解，储能产业实现可持续规模化发展，任重而道远。
事实上，在当前推动全球能源转型最主要的力量——中美欧均面临新能源消纳难题。（中美欧作为全球GDP最高的三大经济体，发电量也位居全球前三，2023年中美欧发电量分别达到9.5/4.3/2.7万亿kWh，分别占全球总发电量的32.1%/14.5%/9.2%，合计占全球总发电量的55.8%；2015-2023年，中国风光装机量占比从11.6%提升至36.0%，美国风光装机量占比从9.0%提升至23.5%，欧盟风光装机量占比从24.9%提升至44.1%。）
其中先看国内市场，三组数据可以帮助我们判断中国当前消纳问题的严重程度。
首先，中国风光的发展速度远超规划。在2020年12月12日的联合国气候雄心峰会上，总书记发表了题为《继往开来，开启全球应对气候变化新征程》的重要讲话，宣布了关于中国双碳战略的一系列具体目标，首次提出 “到2030 年，中国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。” 此后，2030年风光累计装机1200GW的目标也被写入双碳 “1+N” 政策体系的 “1” 当中。
以2020年底中国风光累计装机数据测算，想实现这一目标，2020-2030年年均风光合计新增装机需要达到67GW。的确这一目标比较保守，当时业内较为乐观的预测，“十四五” 期间国内年均风光合计新增装机也只在120-140GW，而2023年中国实际的风光合计新增装机达到了惊人的 293GW。截至2023年底，中国风光累计装机便达到了1051GW，中国风光发展速度远超规划，按照当前发展态势，中国2030年风光装机目标在 2024年便有望提前实现。
第二个数据是，24年2月中国风光利用率首次跌破95%的 “消纳红线”。在经历了2023年底的风光历史性并网高峰后，2024年2月，全国风光利用率分别骤降至93.7%和93.4%，首次跌破“95%消纳红线”。
所谓的 “95%消纳红线” 最早出现在2018年10月发改委、能源局印发的《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》当中，文件提出了实现全国风光利用率95%以上的目标。在十三五初期，中国弃风弃光现象较为严重，风光利用率仅有90%左右，此后通过完善辅助服务市场、省间电力市场，中国风光利用率在2018年后有了大幅改善，基本一直维持在95%以上。早期的风光项目均为电网负责保量保价收购，消纳责任在电网，所以在2018年之后，风光利用率95%便被业内当作一条默认的 “红线”，可以被看作是新能源保障性收购机制下对电网的一种要求。
在2024年初，未公布2月利用率数据前，市场便传出95%消纳红线将会放开的消息，引发激烈讨论，部分观点认为放开红线限制，有望进一步带动风光装机量增长，但五矿证券分析认为放开消纳红线这一举措背后反映的问题其实是电网已经难堪重负。
事实上，目前官方披露的风光利用率数据仅包含非市场化部分的新能源电量（即保障性收购的部分），市场化交易部分不计入考核，所以实际的弃风弃光情况可能比披露的数据更严重。对于风光消纳问题，过去一直喊 “狼来了狼来了”，却一直 “没来”，这次是 “狼真的来了”，五矿证券认为当下不宜对后续风光装机增长过于乐观。
5月份，放开 “消纳红线” 靴子落地。在2024年5月出台的《2024-2025年节能降碳行动方案》中提到，“科学合理确定新能源发展规模，在保证经济性前提下，资源条件较好地区的新能源利用率可降低至90%”。
根据10月2日全国新能源消纳监测预警中心公布的2024年8月各省级区域新能源并网消纳情况，其中甘肃（风电利用率89.2%）、西 藏(54.6%)风电利用率低于90%；此外，青海（光伏发电利用率86.9%）、新疆(89.7%)、西 藏(70%)光伏发电利用率也低于90%新消纳红线。消纳形势不容乐观。
第三组数据，比利用率更重要的指标是风光现货电价，2024年2月以来同样大幅下跌。
电力现货市场最重要的作用是 “发现价格”，通过不同时间点的真实供需情况，形成真正的分时电价，形成峰谷价差，并为中长期交易提供价格风向标。目前中国已实现电力现货市场长周期不间断运行的省份有五个，分别是山东、山西、甘肃、蒙西、广东。
在电力现货市场中，通常新能源高发时段，电力供给宽松，该时段对应的现货电价也较低。其中五矿证券认为判断消纳形势，比利用率更重要的指标是风光现货电价，2024年2月以来，部分省份风光现货市场结算电价大幅下降，部分市场化新能源机组面临全面亏损的风险。
以新能源发展较快的山东为例，2024年3月山东电力现货实时市场31天中出现了25天中午时段负电价，现货市场出现负电价意味着该时点出现了弃风弃光的情况，即电力供给大于需求，即使电价为负也没有更多的用电需求了。2024年3月山东光伏平均结算电价仅为61.19元/MWh，即在现货市场中平均每度光伏仅卖6分钱，同比下降65.1%。虽然山东的市场化新能源机组仅有10%电量参与现货市场结算，但如此低的现货电价最终一定会传导至中长期市场，导致新能源中长期交易电价大幅下降。
其他现货省份如甘肃，在2024年3月以来同样面临了现货市场光伏极端低价的情况。6分/kWh的电价明显低于光伏2毛左右的度电成本，如此低的新能源电价必然是不可持续的。
中国的新能源消纳问题已摆上台面不得不面对，电力体制改革需要提速，五矿证券认为改革方向有二：一是收紧可再生能源消纳权重、碳配额，以体现绿电环境溢价，避免风光建设急刹车风险；二是加快储能等灵活性资源发展，关键在于加快电力现货市场建设。
再看美国市场，美国分为7大区域电力市场，每个市场由独立系统运营商(ISO)或区域输电组织(RTO)负责规划运行。我们以美国西部加利福尼亚州所在的加州独立系统运营商(CAISO)为研究对象，加州光照资源丰富，是美国能源转型步伐较快的地区，加州制定了2045年实现全州电力100%来自可再生能源这一较为激进的目标。截至2024年4月底，加州已投运19.1GW光伏和8.1GW风电，相较2017年底分别增加了71.1%和29.5%。
随着风光装机增长，美国加州地区也出现了弃风弃光率大幅上升的情况，从月度数据看，2022年之前CAISO弃光率基本能维持在10%以内，但2022年4月、2023年3月、2024年3月弃光率分别达到了16.4%/22.3%/19.4%。
可见，目前美国加州地区同样面临着光伏消纳难的问题，其弃风弃光原因主要分为两类，一类是电网阻塞，一类是系统需求不足。从CAISO披露的数据可以看出，过去导致加州地区弃风弃光的主要原因是电网阻塞导致的经济性弃电。风光电站通常建在远离电力负荷的区域，由于美国电网跨区输电能力欠缺，在新能源高发时段容易出现输电通道容量不够的情况，但增加了额外电网成本的光伏又不具备经济性，所以只能弃掉。可以说美国加州地区过去两年新能源消纳面临着空间上的限制。
此外，随着美国净负荷曲线由 “鸭子” 变为 “峡谷”，时间维度的消纳限制接踵而至。
众所周知，由于新能源发电具有间歇性，光伏只能在白天有日照的时间段发电，为了满足电力系统的用电需求，传统电源出力需要配合新能源出力变化进行实时调节，传统电源需要满足的调节需求被称为净负荷（净负荷=总负荷-风光出力）。随着新能源尤其是光伏装机增长，美国加州电力系统中午时段净负荷逐年下降，由于总负荷和净负荷曲线构成的形状酷似一只鸭子，因此得名 “鸭子曲线”。
以每年3月的CAISO典型净负荷曲线为例，2024年3月加州地区中午时段净负荷进一步下降，“鸭子曲线” 正在演变成 “峡谷曲线”，净负荷的剧烈变化给电力系统的调度运营带来了巨大挑战。当电力系统净负荷低于0时，意味着仅风光出力便能满足该时刻所有用电需求，除非通过储能电站储存起来，否则多余的光伏电量只能选择弃掉。
显然未来美国加州新能源消纳不仅仅需要面临空间维度的限制（电网阻塞），也将面临时间维度的限制（缺少储能）。
而在欧洲市场，伴随着风光渗透率再创新高，也出现了电力市场负电价次数激增的情况。
欧洲目前已经形成覆盖大多数国家，可实现大范围电力资源优化配置的统一电力市场，在统一的市场框架下，整个电力市场又被分为若干个竞价区域(Bidding Zones）。这些竞价区域通常以国界为限，根据电网物理架构进行划分，不同竞价区域可能存在不同的市场电价，这取决于各竞价区域的装机结构、供需状况和跨区输电能力。
公开数据显示，2023年欧盟整体风光发电量占比已经达到26.5%，部分国家占比更高，例如德国风光发电量占比达到了惊人的38.7%。受风光高渗透率影响，欧洲目前同样面临着愈发严峻的消纳问题，2023年欧洲电力市场各竞价区域出现负电价次数从2022年的558次激增至6470次。其中德国以及瑞典、芬兰等北欧国家由于可再生能源占比较高，负电价出现数量也更多。
综上可见，全球能源转型发展至今，随着风光发电量占比不断提升，新能源的三大主要市场中国、美国、欧洲均开始面临新能源消纳难题。
如今越来越多的共识认为，在这场席卷全球的能源大变局中，破局的关键就在于储能的规模化发展。
众所周知，光伏只能在有日照的白天发电，出力高峰通常在中午时段，所以光伏凭借更低的度电成本，去实现中午时段煤电气电的替代是顺理成章的事情。但是当风光渗透率上升到一定程度，中午时段能替换的煤电气电都已经替换掉了，想用光伏去替换夜间时段的煤电气电，就必须有储能配合。储能将中午光伏所发的电存下来，在夜间放电，才能实现对煤电气电进一步更高比例的替代。
如巴菲特所说，如果储能问题不解决，光伏就无法成为主要的电力来源。但目前和风光装机规模相比，储能规模还差了一个数量级。
根据CNESA数据，2023年全球累计储能装机289.2GW，主要分为抽水蓄能193.8GW、熔融盐储热 4.0GW、新型储能91.3GW。
其中抽水蓄能技术成熟，已在电力系统中广泛应用多年，近两年中国上马了大批抽水蓄能项目，据中电联统计，截止2023年11月，中国抽水蓄能在建（核准）项目规模超过了200GW，这批项目有望在2030年左右陆续投运， 但由于其建设周期通常超过5年，且抽水蓄能电站建设需要高差较大的山地地形和合适的水源条件，站址资源有限，抽水蓄能有明显的发展上限。
近年来新型储能则贡献了主要增量，新型储能全球累计装机从2018年7.6GW增长至2023年91.3GW，五年增长了十倍有余。
但2023年全球储能累计装机占风光累计装机的比例仅为11.9%，较2022年还下降了0.1个百分点，未来还需要更大规模的储能建设。
据中电联预测2060年中国风光发电量占比将超过60%，五矿证券分析认为届时仅中国对储能的需求便有望达到每年上千GWh 级别，从更长远的视角看，没有规模限制的新型储能才是解决消纳问题的答案。
正所谓 “能源转型卡点在储能”，未来风光渗透率能否进一步提升，很大程度需要看储能的发展进程，尤其是新型储能。
目前新型储能技术路线众多，主要包含锂电储能、压缩空气储能、钒液流储能、飞轮储能等。根据CNESA数据，2023年全球已投运新型储能中，锂电储能占比高达96.9%。锂电储能不管从装机规模、技术成熟度，还是商业化进展来看，都占据着绝对主导地位。
根据BNEF数据，2023年全球锂电储能新增装机44.4GW/95.9GWh，其中表前储能（电源侧+电网侧）的大型储能电站占主导，占比达到72%，工商业储能和户用储能则分别占比5%和17%。
中国电科院首席技术专家惠东在2024年初宁德时代发布会上表示，虽然锂电储能在时长、寿命、安全性等方面仍存在一些问题，但相较于其他新型储能技术路线，其盈利前景仍是最可观的，商业化进度也是最成熟的，预计行业在相当长的时间内仍会呈现 “一锂独大” 的格局。
从全球锂电储能新增装机地区分布来看，中国目前已经成为引领全球的最大市场。2020年中国多数省份推出了新能源强制配储政策，让彼时还在纠结降本和规模化孰 “鸡” 孰 “蛋” 的中国锂电储能产业直接搭上风光平价后快速发展的顺风车，2023年中国新增锂电储能装机22.0GW/46.5GWh，占全球的比例达到了50%，美国和欧洲则分别占比17%和21%。
2024年，中国政府继续加大储能行业的支持力度。根据CNESA统计，2024年1-8月国家及地方累计出台储能相关政策549条，较往年明显增长。在国家政策层面，《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》明确提出，部分资源条件较好的地区可适当放宽新能源利用率目标，原则上不低于90%，促进配储需求；能源局提出《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，进一步丰富新型储能的市场化商业模式；国务院提出《2024—2025年节能降碳行动方案》，将新型储能建设目标较2021年提高了1000万千瓦；此外，有诸多政策涉及储能行业的技术标准、规划建设、使用场景，以及新技术的应用。
降本增效，一直是储能实现规模化发展的主旋律。
想充分理解储能电站的经济可行性，我们需要尽可能站在电站投资方的角度去思考。
近期五矿证券以中国的锂电独立储能电站为例，搭建度电成本模型，站在电站投资方的角度去分析其经济性，找出影响LCOS的关键变量，供读者朋友参考。其中几个核心假设依据为：
1.装机成本假设：参考2024年6月的储能项目中标价格，我们将 “随容量变化的装机成本” （主要包含电芯、温控、消防设备等，是跟随储能配置时长变动而变化的成本）和 “随功率变化的装机成本” （主要包含PCS、EMS、变压器、土建施工、并网调试等，是根据装机功率确定的成本）这两个参数分别设定为0.40元/Wh和1.60元/Wh，那么该4H储能项目 “EPC 综合造价” 为0.40+1.60/4=0.80元/Wh。
2.运行数据假设：据中电联统计，2023年中国独立储能平均等效充放电次数为172次，根据当前中国独立储能运行现状，该参数设定为200次；按目前的情况独立储能电站度电综合收益设定为0.50元/kWh较为合理，甚至已经是较为乐观的水平。
3.维护成本假设：“电池日历寿命” 假设为8年。目前磷酸铁锂储能电池的设计循环寿命通常超过8000次，设计日历寿命一般可达10年，但2023年独立储能电站年充放电次数仅172次，即便实现较为理想的每天一充一放，日历寿命下电新的总循环次数也不会超过4000次，远低于设计的8000次循环寿命，所以能量型储能电站电池寿命需要关注的是日历寿命这一参数。过去招标的大部分储能系统整体质保年限仅有5年，实际运行寿命不足8年，综上我们假设每8年就需要对电池进行整体更换。
在当前技术条件、建设成本以及较为乐观的收入假设下，五矿证券测算出一个100MW/400MWh独立储能电站项目的全生命周期现金流。作为投资方，我们需要在第0年投入9600万，收获一组长达30年的未来现金流，其中在第9、17、25年需要分别追加三笔投入更换电池。最终可测算出该项目资本金IRR为-12.7%，项目NPV为-8995万元，投资收益为负，项目不具备经济可行性。
简单理解，对于储能电站来说，完成一次充放电循环获得的收益要大于成本，才具备经济性。我们用项目 “全生命周期费用” 的净现值，除以项目 “全生命周期发电量” 的净现值，可以测算出该独立储能电站LCOS约为0.62元/kWh。前文我们对于该项目 “度电综合收益” 的假设为0.50元/kWh，度电成本大于度电收益，项目不具备经济性是显然的。
近两年锂价下跌带动储能电站LCOS大幅下降，展望未来，想实现储能LCOS的进一步降低，指望初始建设成本继续大幅下降是不现实的，我们需要找到其他降本路径。
在上文100MW/400MWh储能电站模型的基础上，通过对核心参数的敏感性分析，发现对LCOS影响较大的另外两个变量是 “年循环次数” 和 “电池日历寿命”。对于2H储能电站，若年循环次数从200次上升至350次，电池日历寿命从8年上升至15年，LCOS可以从0.84元下降至0.44 元；对于4H储能电站，LCOS则可以从0.62元下降至0.34元。
这两大关键变量分别对应储能发展的两大卡点。其中，提高储能电站 “年循环次数”，需要 “电力现货市场” 。
这里需要先了解一下储能发展的产业大背景：2020年以来，大部分省份出台了强制配储政策，新建风光项目必须按一定比例配置储能，配储成为风光并网发电的必要前置条件，但真实情况是中国储能电站利用率非常低，主要原因包括：
1）配建储能质量差，投资方投建储能只是为了风光并网指标，在购买设备时追求绝对低价，甚至使用废旧电池，消防设施更是能省则省，出于安全考虑，导致运营方和电网均不敢调用；
2）新能源配储电站单个体量太小，占用电网调度资源严重，调度起来比较繁琐；
3）缺少商业模式，充放电没有收益，例如部分新能源配储只能服务单一风光电站，无法独立并网，难以接受电网调度。
目前伴随着储能容量租赁模式的推广，越来越多风光电站不再选择自己配储，而是通过租赁容量完成并网指标。当百MW级别的独立储能电站数量越来越多，当储能需要真正用起来，且成为独立市场主体需要自付盈亏的时候，储能设备质量差和体量小的问题就有了很大改善，但是商业模式仍然是个问题。储能电站只有在放电收入大于充电成本时，即具备充放电条件，交易员才会向交易平台申报充放电曲线，再由储能电站集控人员下发充放指令，最终完成一次充放电循环。以上流程实现的前提是，有一个可以体现峰谷价差的电力现货市场。可以说 “电力现货市场” 已经成为当前限制储能发展的一个卡点。
理论上，电力现货市场应该是储能收益的主要来源，正所谓 “无现货，不市场”。电力现货市场最重要的作用是 “发现价格”，通过不同时间点、不同空间节点的真实供需情况，形成真正的分时电价，形成峰谷价差，并为中长期交易提供价格风向标。传统电力中长期市场中，大部分交易往往是年度一口价形式，不同时间点电价相同，没有峰谷价差，这导致储能、火电调峰、需求侧响应等系统灵活性资源的价值无法体现。即使部分省份中长期市场人为划分峰谷平段电价区间，也可能和真实供需不匹配，反而造成价格信号错乱。可以说没有现货市场的灵活性资源都是无源之水，难以准确定价，也没有盈利模式。
而电力现货市场可以通过形成峰谷价差，利用市场机制去引导储能完成调峰，并获得较为准确合理的调峰收益。当系统调峰需求大的时候，峰谷价差就会增加，储能调峰收益就会增加。而电力辅助服务市场是一种计划机制，由调度机构发布调峰需求，再由可提供调峰服务的机组要么以固定价格完成履约，要么竞价完成履约。随着风光占比提升，未来系统调峰需求大幅增加，如果只依靠计划性的辅助服务机制去推动调峰，一是计划赶不上变化，“拍脑袋” 定的量容易和实际需求发生偏差，二是难以实现调峰收益的准确定价。未来辅助服务的调峰市场将更多融入到电力现货市场，在一个成熟完善的终极电力市场中，储能调峰收益的主要来源应该是电力现货市场。
可以说电力现货是对整个市场机制的底层颠覆，但目前的进展仍比较缓慢。
从2015年新一轮电改启动至今，中国已经建立了较为成熟的电力中长期交易市场。在2021年新版 “两个细则” 发布后，各地区的辅助服务市场也已经不断完善。但是电力现货市场目前仍然只有5个省份实现长周期连续结算试运行，其中广东、山西、山东已转正，甘肃、蒙西连续运行2年以上。
五矿证券分析认为，建立电力现货市场的难点在于，需要在保证系统安全稳定运行前提下，根据市场出清结果完成实时调度，实现中长期市场带曲线交易，以及统筹多方主体利益。目前中国电力现货市场建设进展明显偏慢，需要提速，2023年10月发改委明确了各试点省份启动试运行时间表，未来2年电力现货市场有望在全国各省大面积铺开。
“电池日历寿命” 不足则是当前限制储能发展的另一个卡点。“日历寿命” 是指电池从生产出厂开始，即使在未使用或很少使用的情况下，能保持其设计性能的时间长度。日历寿命反应了电池的化学成分和结构随着时间的推移而逐渐老化的速度。
目前磷酸铁锂储能电池的设计循环寿命通常超过8000次，设计日历寿命一般可达10年。
在很多电池厂商发布新品时，常常把 “循环寿命” 当作卖点推销，却很少提及 “日历寿命”，其实对于能量型储能电站来说，更应该关注后者。根据中国电科院数据，目前中国功率型储能实际运行寿命平均不足3年，而预期寿命是10年。能量型储能实际运行平均寿命不足8年，而预期寿命是15年。电池系统实际循环寿命和电池单体实验循环的寿命之比平均不足0.5，预期是0.85以上。
对于能量型储能电站而言，日历寿命比循环寿命更重要。磷酸铁锂电池作为储能设备时其充放电的深度、频次存在不确定性，受电力系统需求的影响，对于大部分磷酸铁锂储能系统的应用场景，储能的实际充放电循环次数远低于设计值，但是由于储能系统需一直保持在备用状态，其日历老化一直在发生，所以 “电池日历寿命” 是限制储能经济性的另一个关键卡点。
其实在海外，储能电站运营方通常对储能系统质保寿命的要求基本都在10年以上。以特斯拉的Megapack为例，特斯拉为购买Megapack的客户提供了长达15年的标准保修，另外可以选择增值服务将保修年限延长至20年。即便2024年7月Megapack的2H/4H储能系统官网售价高达1.79元/Wh和1.65元/Wh，是国内储能系统价格的两倍有余，对于电站投资运营方来说，更长的质保年限才能让储能电站全生命周期收益更有保障。建议国内厂商向海外厂商学习，在研发上重视储能系统寿命的提升，通过提供更长年限质保解决储能经济性 “痛点”。
事实上，伴随着技术持续突破，这一卡点有望得到解决。比如宁德时代在2020年成功研发 “3年零衰减” 的超长寿命电池后，于2024年推出了 “首5年容量零衰减，首5年功率零衰减” 的天恒储能系统，其实验室实测循环寿命超过15000次。据外媒NOTEBOOKCHECK报道，宁德可为天恒储能系统提供20年质保，足以体现电池在日历寿命方面的进步。
根据五矿证券预测，储能行业两大卡点 “电力现货市场” 和 “电池日历寿命”，均有希望在未来3年左右实现突破，届时2H/4H储能LCOS有望分别降低至0.44元/kWh和0.34元/kWh。当储能卡点打通，当中国储能发展从强配驱动转为经济性驱动，储能装机有望复刻2018-2023年光伏装机指数级增长且连年超预期的历程。
放眼未来，五矿证券分析认为，当远期整个电力系统存量调节资源耗尽，调无可调的时候，中午每新增1度光伏，就需要配1度的增量调节资源，若70%为储能，假设未来全球光伏年装机天花板在1000GW（2023年全球光伏装机346GW），那么全球储能年装机天花板就是1000*4*0.7=2800GWh（2023年全球锂电储能装机89GWh）。
不过当前需要特别注意的是，当前在全球贸易保护主义盛行、新技术崛起、以及资本的狂热追逐下，储能产业形势正在发生了巨大变化。比如在宏观层面，为了自身的电力与能源安全，中、美、欧等国已将储能提升至国家战略高度，并颁布了相关扶持政策，不过欧美等国政策暗含贸易保护条款，这在进一步加速了储能产业化进程的同时，也增加了国内企业进行全球化发展及竞争的难度。
更为严峻的是，近年在资本疯狂推动下，储能产业已面临供需失衡的隐忧。比如企查查数据显示，过去十年间（2014年-2023年）储能产业企业注册数量持续保持高速增长趋势，尤其是2022年以来，每年新增注册企业规模都在4万家以上，截止2023年末，储能产业注册企业数量合计达15.76万家，较十年间（2014年）增长了13.33倍。
到了2024年，仅上半年储能新增注册企业数量达4.02万家，2022年-2024年上半年这两年半时间，储能产业新增注册企业数量合计达15.58万家，截止2024年6月末，储能企业注册数量已飙升至19.10万家。
另一方面，据24潮产业研究院(TTIR)不完全统计，2022年-2024年6月这两年半时间，市场公布的亿元级以上的重大储能电池项目179个，项目总投资预算超1.24万亿元，储能电池产能规划超2800GWh。（注部分项目涵盖动力电池产能）
鑫椤资讯高级研究员龙志强3月份在接受中国经营部采访时表示，“目前整个储能电芯产能已经达到500GWh，但是今年行业的真实需求是——300GWh都难达到。这种情况下，超200GWh的产能自然是闲置的。”
而据InfoLink Consulting预测，2024年储能电芯产能达750GWh，而2024年全球储能电芯出货量约为266GWh。
综上可见，未来储能产业需求与供给错配可能比很多人想象中的还要严峻。
早些时候，协鑫集团董事长、全球绿色能源理事会主席朱共山去年末也在公开演讲中坦言，储能行业 “没有最卷，只有更卷。产能链价格持续走低，储能投标价半年下降三分之一。产品同质化严重，价格战愈演愈烈，冲业绩、抢份额、报价跌破成本。一半春天，一半寒流，就是我们现在储能行业的现状。”
宁德时代首席科学家吴凯在2023世界储能大会上也表示，“新型储能产业快速发展，正成为新的增长极，行业百花齐放是好事，但是我们也要看到一哄而上的风险。我们希望行业百花齐放、争先恐后比拼的是安全技术、安全设计，而不是丢掉质量安全，去比低价、比偷工减料、比虚假承诺。”
作为行业黑马，海辰储能的联合创始人、总经理王鹏程也多次强调一个观点：未来三年是储能行业 “生死卡位赛” 。储能正进入新的淘汰赛与发展时期。这一产业正进入新的淘汰赛时期。
可以预见，在储能行业从强配驱动转为经济性驱动的产业进程中，仍然会面临阶段性供给过剩和激烈的价格战，未来围绕全球新能源的主导权与定价权，无论是企业层面，还是国家层面的较量与博弈可能还会进一步升级，笔者分析认为，储能产业终将进入充分的市场化竞争，未来企业间比拼的是更为真实的科技创新力、资本掌控力、全球开拓力、供应链与品牌影响力等综合竞争力，其中任何一个要素都会影响一个企业的发展。
