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(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力，構(gòu)建新型能源系統(tǒng)具有重大意義。近年來，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和儲能產(chǎn)品供應(yīng)國家。不過也要看到，我國儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展還面臨著結(jié)構(gòu)性產(chǎn)能過剩、有效利用率不高、成本高企等諸多問題。對此，應(yīng)把握新一輪儲能發(fā)展機遇期，強化政策優(yōu)化設(shè)計，增強產(chǎn)業(yè)技術(shù)和商業(yè)創(chuàng)新，推動儲能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展。

(一)產(chǎn)能擴(kuò)張迅速，結(jié)構(gòu)性產(chǎn)能過剩問題凸顯

我國經(jīng)濟(jì)高速發(fā)展，儲能市場前景廣闊，儲能成為各地政府發(fā)展經(jīng)濟(jì)新動能重要抓手，政策頻度和力度持續(xù)加力。在政策的推動下，眾多企業(yè)紛紛進(jìn)入儲能產(chǎn)業(yè)各個環(huán)節(jié)，產(chǎn)業(yè)投資加速增長，掀起全產(chǎn)業(yè)鏈擴(kuò)產(chǎn)大潮，儲能裝機規(guī)模倍數(shù)增長，尤其是新型儲能。據(jù)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(tǒng)計數(shù)據(jù)，2022年我國新型儲能新增裝機規(guī)模達(dá)7.5吉瓦/16吉瓦時，功率規(guī)模同比增長2倍，能量規(guī)模同比增長2.8倍。2023年新增裝機規(guī)模達(dá)21.5吉瓦/47吉瓦時，3倍于2022年水平，連續(xù)3年每年新增裝機超過前期累計裝機規(guī)模。全國約有27個省區(qū)市規(guī)劃了“十四五”時期新型儲能裝機目標(biāo)，總規(guī)模約85吉瓦，超過國家之前規(guī)劃的兩倍。隨著儲能行業(yè)爆發(fā)式增長和投產(chǎn)擴(kuò)張，面對目前有限的儲能市場應(yīng)用規(guī)模，也帶來了行業(yè)內(nèi)結(jié)構(gòu)性產(chǎn)能過剩、儲能產(chǎn)品低緯度競爭等問題。部分企業(yè)不得不犧牲短期盈利、打價格戰(zhàn)、做虧本買賣，參與市場競爭。

(二)部分項目“建而不用”，新能源配建儲能實際利用率不高

盡管行業(yè)擴(kuò)產(chǎn)積極，但受市場環(huán)境變化、市場機制不完善，行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)缺失等影響，部分儲能項目盈利水平不高，再加上調(diào)度部門青睞規(guī)模大的抽水蓄能，“嫌棄”其它新型儲能規(guī)模小、“不愿調(diào)”，導(dǎo)致存在“備而不建、建而不用”問題，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個省區(qū)市出臺10—20%新能源強制配儲政策，強制配儲占電源側(cè)儲能比重超過80%。但從實際運行數(shù)據(jù)看，由于主動支撐等能力不足、收益模式不明確，新能源強制配儲平均利用率低。據(jù)統(tǒng)計，2022年新能源側(cè)配置儲能日均充放電次數(shù)僅為0.22次。另據(jù)中電聯(lián)發(fā)布的調(diào)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，個別項目存在僅部分儲能單元被調(diào)用、甚至基本不調(diào)用的情況，所調(diào)研電化學(xué)儲能項目平均等效利用系數(shù)為12%左右，而新能源強制配儲項目等效利用系數(shù)僅為6%，遠(yuǎn)低于火電廠配儲能的15%，電網(wǎng)儲能的14.8%以及用戶側(cè)儲能的28.3%。

(三)運營模式和市場機制尚不完善

儲能產(chǎn)業(yè)持續(xù)健康、高質(zhì)量發(fā)展的關(guān)鍵不在于其時長和規(guī)模，而在于是否建立起一個市場化成本疏導(dǎo)機制和成熟的商業(yè)運營模式。首先，相較于美國等國家，我國儲能項目收益來源有限且存在一定的不確定性。盡管國家出臺了諸多政策和文件均強調(diào)儲能參與電力市場，可通過容量租賃、現(xiàn)貨市場、輔助服務(wù)市場和容量補償?shù)确绞将@得收益，但由于我國電力市場以計劃調(diào)度和雙邊協(xié)商為主，市場化程度相對較低，大多省份上述收益不能同時獲得。例如，獨立儲能電站的上網(wǎng)電價、充電電價未有明確定位;輔助服務(wù)市場品種單一;儲能容量電價政策尚未出臺等。在內(nèi)蒙、寧夏、新疆等新能源裝機大省，電力市場化改革相對滯后，市場化收益有限，收益水平普遍偏低。而在山東、山西等電力市場化改革較好的區(qū)域，儲能項目收益仍受輔助服務(wù)市場容量尚小、現(xiàn)貨價格波幅限制、租賃期限短，租賃周期不理想等因素制約。其次，成本疏導(dǎo)機制尚未建立，項目盈虧平衡難以保證。一方面，我國儲能尚未實現(xiàn)規(guī)?；瘧?yīng)用，技術(shù)成本較高。再加上儲能項目開發(fā)、土地、接入、并網(wǎng)驗收、融資等非技術(shù)成本，導(dǎo)致儲能成本居高不下。另一方面，我國電力現(xiàn)貨市場仍然以發(fā)電側(cè)單邊交易為主，儲能成本還不能通過輸配電價疏導(dǎo)至用戶側(cè)，成本多由發(fā)電側(cè)單一主體“買單”，不利于激勵各類經(jīng)營主體優(yōu)化配置儲能資源，引導(dǎo)社會資本積極參與儲能建設(shè)。

(四)儲能企業(yè)國際化發(fā)展面臨貿(mào)易保護(hù)主義的挑戰(zhàn)

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(zhàn)略產(chǎn)業(yè)。在國內(nèi)產(chǎn)能擴(kuò)張過速、市場競爭博弈加劇、商業(yè)模式尚需改善的背景下，很多儲能企業(yè)選擇市場盈利模式更為明晰，利潤率更高的海外市場，通過出口產(chǎn)品、與國外企業(yè)合作甚至海外建廠的方式向國際化發(fā)展。但由于當(dāng)前國際環(huán)境日趨錯綜復(fù)雜，儲能行業(yè)面臨“貿(mào)易保護(hù)”“產(chǎn)品本地化要求”等方面的挑戰(zhàn)。例如，為爭奪儲能這一戰(zhàn)略制高點，實現(xiàn)產(chǎn)業(yè)鏈本土化，美國、歐盟通過《通脹削減法案》、“碳關(guān)稅”等政策設(shè)定貿(mào)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(biāo)準(zhǔn)話語權(quán)，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)國際市場空間。

(五)長時儲能戰(zhàn)略布局落后于英美，技術(shù)發(fā)展亟待突破

隨著光能、風(fēng)能占比逐漸上升，其發(fā)電的間歇性對電網(wǎng)影響將越來越大，要解決這個問題，光靠建造更多輸電網(wǎng)絡(luò)遠(yuǎn)遠(yuǎn)不夠，必須依靠不同時長的規(guī)模化、高安全性儲能技術(shù)，尤其是大容量、長時間、跨季節(jié)調(diào)節(jié)的長時儲能技術(shù)。它不僅能在更長時間維度上調(diào)節(jié)新能源發(fā)電波動，還能在極端天氣下保障電力供應(yīng)，降低社會用電成本。為解決長時儲能部署障礙，加大投資力度，美國在2021年提出10年內(nèi)將電網(wǎng)規(guī)模10小時以上長時儲能成本降低90%的戰(zhàn)略目標(biāo);2023年3月提出凈零情景下2050年需部署225—460吉瓦長時儲能。英國也提出了面向長時儲能技術(shù)的投資激勵計劃，2024年1月提出在2030—2050年部署20吉瓦長時儲能技術(shù)。相對美英等國，我國目前還未有專門出臺針對長時儲能戰(zhàn)略布局和激勵計劃。此外，我國長時儲能技術(shù)發(fā)展相對滯后，規(guī)?；彤a(chǎn)能擴(kuò)大面臨瓶頸，目前建設(shè)的絕大多數(shù)長時儲能滿足要求的僅僅有極少數(shù)的熔鹽熱儲能光熱電站，幾個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10年內(nèi)大有可為，我們金武士ups電源廠家作為儲能產(chǎn)業(yè)鏈中的局部產(chǎn)品供應(yīng)商，可以組建技術(shù)團(tuán)隊以集成的模式進(jìn)入儲能行業(yè)，這既可以擴(kuò)大我們主要產(chǎn)品ups電源、電池及逆變器的直接銷售，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。