2024年新型储能产业发展趋势和特点.docx

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/吨一51万元/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置加造成的结果。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,300h.560h.700h.113OAh储能电芯设“层出不穷。同时，基于大容量电芯，储能电池舱单脸电量实现提升，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%一20%新能源配储政策，新能源配储占电源侧储能比重超过80%o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%。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一调度一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。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一一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07元kNh,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。