儲能產(chǎn)業(yè)的高速發(fā)展對支撐新能源消納，提升電力系統靈活調節能力，構建新型能源系統具有重大意義。近年來(lái)，得益于政策釋放、技術(shù)進(jìn)步和風(fēng)電、光伏裝機量的快速增加，作為新能源的增值產(chǎn)業(yè)，我國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展已超越美國成為全球第一大儲能市場(chǎng)和儲能產(chǎn)品供應國家。不過(guò)也要看到，我國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展還面臨著(zhù)結構性產(chǎn)能過(guò)剩、有效利用率不高、成本高企等諸多問(wèn)題。對此，應把握新一輪儲能發(fā)展機遇期，強化政策優(yōu)化設計，增強產(chǎn)業(yè)技術(shù)和商業(yè)創(chuàng )新，推動(dòng)儲能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展。

(一)產(chǎn)能擴張迅速，結構性產(chǎn)能過(guò)剩問(wèn)題凸顯

我國經(jīng)濟高速發(fā)展，儲能市場(chǎng)前景廣闊，儲能成為各地政府發(fā)展經(jīng)濟新動(dòng)能重要抓手，政策頻度和力度持續加力。在政策的推動(dòng)下，眾多企業(yè)紛紛進(jìn)入儲能產(chǎn)業(yè)各個(gè)環(huán)節，產(chǎn)業(yè)投資加速增長(cháng)，掀起全產(chǎn)業(yè)鏈擴產(chǎn)大潮，儲能裝機規模倍數增長(cháng)，尤其是新型儲能。據中關(guān)村儲能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟最新披露的行業(yè)統計數據，2022年我國新型儲能新增裝機規模達7.5吉瓦/16吉瓦時(shí)，功率規模同比增長(cháng)2倍，能量規模同比增長(cháng)2.8倍。2023年新增裝機規模達21.5吉瓦/47吉瓦時(shí)，3倍于2022年水平，連續3年每年新增裝機超過(guò)前期累計裝機規模。全國約有27個(gè)省區市規劃了“十四五”時(shí)期新型儲能裝機目標，總規模約85吉瓦，超過(guò)國家之前規劃的兩倍。隨著(zhù)儲能行業(yè)爆發(fā)式增長(cháng)和投產(chǎn)擴張，面對目前有限的儲能市場(chǎng)應用規模，也帶來(lái)了行業(yè)內結構性產(chǎn)能過(guò)剩、儲能產(chǎn)品低緯度競爭等問(wèn)題。部分企業(yè)不得不犧牲短期盈利、打價(jià)格戰、做虧本買(mǎi)賣(mài)，參與市場(chǎng)競爭。

(二)部分項目“建而不用”，新能源配建儲能實(shí)際利用率不高

盡管行業(yè)擴產(chǎn)積極，但受市場(chǎng)環(huán)境變化、市場(chǎng)機制不完善，行業(yè)標準缺失等影響，部分儲能項目盈利水平不高，再加上調度部門(mén)青睞規模大的抽水蓄能，“嫌棄”其它新型儲能規模小、“不愿調”，導致存在“備而不建、建而不用”問(wèn)題，一些企業(yè)斥巨資投建的產(chǎn)能面臨閑置狀態(tài)。另一方面，目前全國已有28個(gè)省區市出臺10—20%新能源強制配儲政策，強制配儲占電源側儲能比重超過(guò)80%。但從實(shí)際運行數據看，由于主動(dòng)支撐等能力不足、收益模式不明確，新能源強制配儲平均利用率低。據統計，2022年新能源側配置儲能日均充放電次數僅為0.22次。另?yè)须娐?lián)發(fā)布的調研報告顯示，新能源強制配儲在棄電期間至多一天一充一放運行，個(gè)別項目存在僅部分儲能單元被調用、甚至基本不調用的情況，所調研電化學(xué)儲能項目平均等效利用系數為12%左右，而新能源強制配儲項目等效利用系數僅為6%，遠低于火電廠(chǎng)配儲能的15%，電網(wǎng)儲能的14.8%以及用戶(hù)側儲能的28.3%。

(三)運營(yíng)模式和市場(chǎng)機制尚不完善

儲能產(chǎn)業(yè)持續健康、高質(zhì)量發(fā)展的關(guān)鍵不在于其時(shí)長(cháng)和規模，而在于是否建立起一個(gè)市場(chǎng)化成本疏導機制和成熟的商業(yè)運營(yíng)模式。首先，相較于美國等國家，我國儲能項目收益來(lái)源有限且存在一定的不確定性。盡管?chē)页雠_了諸多政策和文件均強調儲能參與電力市場(chǎng)，可通過(guò)容量租賃、現貨市場(chǎng)、輔助服務(wù)市場(chǎng)和容量補償等方式獲得收益，但由于我國電力市場(chǎng)以計劃調度和雙邊協(xié)商為主，市場(chǎng)化程度相對較低，大多省份上述收益不能同時(shí)獲得。例如，獨立儲能電站的上網(wǎng)電價(jià)、充電電價(jià)未有明確定位;輔助服務(wù)市場(chǎng)品種單一;儲能容量電價(jià)政策尚未出臺等。在內蒙、寧夏、新疆等新能源裝機大省，電力市場(chǎng)化改革相對滯后，市場(chǎng)化收益有限，收益水平普遍偏低。而在山東、山西等電力市場(chǎng)化改革較好的區域，儲能項目收益仍受輔助服務(wù)市場(chǎng)容量尚小、現貨價(jià)格波幅限制、租賃期限短，租賃周期不理想等因素制約。其次，成本疏導機制尚未建立，項目盈虧平衡難以保證。一方面，我國儲能尚未實(shí)現規?；瘧?，技術(shù)成本較高。再加上儲能項目開(kāi)發(fā)、土地、接入、并網(wǎng)驗收、融資等非技術(shù)成本，導致儲能成本居高不下。另一方面，我國電力現貨市場(chǎng)仍然以發(fā)電側單邊交易為主，儲能成本還不能通過(guò)輸配電價(jià)疏導至用戶(hù)側，成本多由發(fā)電側單一主體“買(mǎi)單”，不利于激勵各類(lèi)經(jīng)營(yíng)主體優(yōu)化配置儲能資源，引導社會(huì )資本積極參與儲能建設。

(四)儲能企業(yè)國際化發(fā)展面臨貿易保護主義的挑戰

我國儲能產(chǎn)業(yè)憑借技術(shù)、成本以及產(chǎn)業(yè)鏈優(yōu)勢，目前已成為引領(lǐng)全球的優(yōu)勢戰略產(chǎn)業(yè)。在國內產(chǎn)能擴張過(guò)速、市場(chǎng)競爭博弈加劇、商業(yè)模式尚需改善的背景下，很多儲能企業(yè)選擇市場(chǎng)盈利模式更為明晰，利潤率更高的海外市場(chǎng)，通過(guò)出口產(chǎn)品、與國外企業(yè)合作甚至海外建廠(chǎng)的方式向國際化發(fā)展。但由于當前國際環(huán)境日趨錯綜復雜，儲能行業(yè)面臨“貿易保護”“產(chǎn)品本地化要求”等方面的挑戰。例如，為爭奪儲能這一戰略制高點(diǎn)，實(shí)現產(chǎn)業(yè)鏈本土化，美國、歐盟通過(guò)《通脹削減法案》、“碳關(guān)稅”等政策設定貿易壁壘和政策壁壘，搶占電池材料、電池產(chǎn)品等方面國際標準話(huà)語(yǔ)權，一定程度上削弱我國儲能產(chǎn)品國際競爭力，擠壓我國儲能產(chǎn)業(yè)國際市場(chǎng)空間。

(五)長(cháng)時(shí)儲能戰略布局落后于英美，技術(shù)發(fā)展亟待突破

隨著(zhù)光能、風(fēng)能占比逐漸上升，其發(fā)電的間歇性對電網(wǎng)影響將越來(lái)越大，要解決這個(gè)問(wèn)題，光靠建造更多輸電網(wǎng)絡(luò )遠遠不夠，必須依靠不同時(shí)長(cháng)的規?；?、高安全性?xún)δ芗夹g(shù)，尤其是大容量、長(cháng)時(shí)間、跨季節調節的長(cháng)時(shí)儲能技術(shù)。它不僅能在更長(cháng)時(shí)間維度上調節新能源發(fā)電波動(dòng)，還能在極端天氣下保障電力供應，降低社會(huì )用電成本。為解決長(cháng)時(shí)儲能部署障礙，加大投資力度，美國在2021年提出10年內將電網(wǎng)規模10小時(shí)以上長(cháng)時(shí)儲能成本降低90%的戰略目標;2023年3月提出凈零情景下2050年需部署225—460吉瓦長(cháng)時(shí)儲能。英國也提出了面向長(cháng)時(shí)儲能技術(shù)的投資激勵計劃，2024年1月提出在2030—2050年部署20吉瓦長(cháng)時(shí)儲能技術(shù)。相對美英等國，我國目前還未有專(zhuān)門(mén)出臺針對長(cháng)時(shí)儲能戰略布局和激勵計劃。此外，我國長(cháng)時(shí)儲能技術(shù)發(fā)展相對滯后，規?；彤a(chǎn)能擴大面臨瓶頸，目前建設的絕大多數長(cháng)時(shí)儲能滿(mǎn)足要求的僅僅有極少數的熔鹽熱儲能光熱電站，幾個(gè)少量的壓縮空氣儲能以及部分液流電池儲能等示范項目。

儲能行業(yè)未來(lái)10年內大有可為，我們金武士ups電源廠(chǎng)家作為儲能產(chǎn)業(yè)鏈中的局部產(chǎn)品供應商，可以組建技術(shù)團隊以集成的模式進(jìn)入儲能行業(yè)，這既可以擴大我們主要產(chǎn)品ups電源、電池及逆變器的直接銷(xiāo)售，也可以提升我們企業(yè)的綜合技術(shù)研發(fā)服務(wù)能力，總體提升企業(yè)的綜合競爭力。