储能玩家众多，从蓝海到红海仿佛就在一瞬。据不完全统计，今年上半年，储能行业新增注册企业4万多家，储能企业的总数量已接近20万家。中关村储能产业技术联盟预测显示，下半年，新型储能项目将继续保持快速增长态势，预计全年新增装机30-41 GW。

企业越多，竞争越猛烈。“今年上半年和去年，产业比较卷，给大家造成很大困扰。但实际上，这样的‘卷’导致储能度电成本已经降到4毛钱，再通过其他创新技术，未来向2毛、3毛发展，意味着什么？意味着新能源发电加储能星罗棋布的分布式能源发展指日可待了，包括新型储能大规模发展已经到了前夜。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会副秘书长、清华四川能源互联网研究院绿色储能研究所所长陈永翀如是说。

近日在参加2024全球能源转型大会期间，上述观点给能联社留下深刻印象。业内早有专家说过，储能度电成本降到0.2元以下，整个行业就可以从“风光平价”走向“风光储平价”，新能源产业才能真正得到进一步发展。如今，这一天就要来了——在陈永翀看来，即使4毛钱的度电成本目前已是新型储能里面最具经济性的技术，还有继续下降的空间，“再有两年到四年的程度，新型储能度电成本大概率就能降到2、3毛”，换句话说，“2030年前，新型储能度电成本将比抽水蓄能还低”。

平价背后是实力。能联社认为，“真”卷，除了卷价格，卷的更是技术、效率、安全等真实力。储能的价值，是要放在新型电力系统、乃至能源系统中去定义的，从这个角度看，当前是什么阻碍着储能产业的“真卷”？能联社在会上听到了来自行业协会、科研院所、重点企业的不同声音，在此分享其中的三个典型问题。

1

配储模式仍单一，储能价值未能充分发挥

“为什么有那么多储能技术，最根本原因是储能场景是多样的，所以不可能存在唯一技术可以覆盖所有储能场景。”陈永翀表示。

虽说目前，在各地新能源配储政策的支持下，电源侧储能得到迅猛发展，配储模式单一却仍是行业面临的突出问题。

华电电力科学研究院有限公司副总工程师田鑫提出三个“单一”：一是配储技术类型单一，电源侧配储98%以上仍是锂离子电池，多元储能有机结合的应用价值并未能充分发挥；二是应用场景非常单一，在现有电源侧配储中，95%以上都是新能源配储场景，其中约有68%是光伏配储，对于常规火电、水电和分布式电源的新能源配储应用的场景，价值同样发挥得不足；三是储能支撑功能非常单一，现有电源侧配储大约80%是由政策来强制配储，储能本可以为电力系统提供调峰调频、顶峰惯量响应以及爬坡、黑启动等综合功能，但强制配储的储能电站主要还是以调峰为主，并没有全面发挥支撑电力系统最大化价值的综合意义。

跳出储能本身的“单一”，放到更大范围去看——清华大学电机系长聘教授、新型电力系统运行与控制全国重点实验室副主任程林认为，储能发展和新能源发展应该成为咖啡伴侣，“储能最后怎么发展，不能老停留在储能本身，而应该看看系统，系统需要的是调节，调节能力是新型储能的重点发展方向。也就是说，从新型电力系统理解储能到底应该如何高质量发展。”

“大家为何普遍关注集中式储能技术，因为现在集中好做市场、有发电极端买单。但是集中的市场太卷了，而且集中的能量需求太大，靠电池去解决集中储能，我个人认为只是目前的权宜之计，不是长远方案。”程林举例。

2

产品性能不达标，影响投资收益难以保障

是谁在影响储能赚钱？“不是电网不调度，而是产品性能确实不达标。新能源厂站、储能电站越来越多，售后、安全等问题随之而来。”阳光电源光储集团战略客户解决方案总监尹保明直言。

尹保明坦言，从第三方报告来看，设备主要存在的问题就是高故障率和低性能问题。“比如，电化学储能带来非计划停运，超过80%的情况都是因为设备缺陷、系统异常、集成粗放所导致。在整个电站运行过程中，超过五年以上的电站性能、效率下降达到6%以上的水平，主要是由电池导致的系统衰减、设备老化、运维不规范等各种各样问题，由此也带来投资收益难保障的问题。”

此外，由于前期很多电站采用低价中标策略，导致选择一批系统的“拼凑”，软硬件接口、控制逻辑不匹配以及现场调试难、并网周期长等问题接踵而至。“我们调研过一个电站，长达半年时间没有并网，难度非常大。在并网过程中，各种性能不达标的问题很常见。各种软硬件控制策略问题，导致控制的紊乱，该出力时候电站无法满足调度要求。还有售后问题，拼凑的供应商出现问题后，各个供应商相互扯皮、界面不清，导致运维的效率非常低。”尹保明表示。

据能联社所知，储能容量越来越大的趋势，无形中也导致厂家越来越难有足够精力在现场解决问题，过去依靠项目现场调试的模式，将来必定会越来越难。甚至有专家提出，未来必须在工厂完成预装式的设计、规模化的测试，甚至并网前就要先在厂里把问题全部解决，这样才能确保在现场快速连接、快速并网。也就是说，“越来越大”的趋势对产品性能要求也越来越高，值得储能企业细品、再细品。

3

市场机制不健全，老生常谈的问题迟迟难解

对于储能企业而言，市场机制早已不是新问题了。迟迟未解，难在何处？

电源侧储能电站盈利水平偏低，在业内不是秘密。能联社了解到，一方面是其盈利还主要靠峰谷价差，而在不少地方，峰谷价差基本与储能电站度电成本相当，因此盈利空间非常有限，更难以覆盖项目从建设到运维的成本。另一方面，很多电源侧电站至今无法参与电力现货交易和辅助服务，影响电站收入机制和来源，这也成为盈利困难的又一个因素。

说到底，背后缺的还是市场机制。电源侧储能在市场准入、调度规则等方面不够明晰，除了储能市场主体地位没有体现，通过引导储能项目从规划、建设到运营的市场引导机制也没有建立起来，市场价值难以发挥。发电侧储能有着类似遭遇——由于投资分摊比例和分摊方式仍无明确细则，现在主要是由建设主体买单，导致项目利用程度比较低，社会投资主体意愿不强，反过来限制了电源侧储能的发展。

“有人说分布式储能是蓝海，现在分布式储能没人愿意干，其实原因是分布式光伏刚起来，大家还在赚钱。”程林认为，即便是这样的“蓝海”，背后也有很多需要理顺的问题，市场机制同样关键。“比如随着电动汽车下乡，很快将会面临巨大挑战。电动汽车下乡就是把电池送到农村去，可以把光储充放一起，将来解决农村新能源发展。绿色、安全和经济三个指标共同发展，要把分布式储能技术发展起来。”

除了上述情况，储能行业还面临着标准体系不完善、安全及消防不到位、废旧电池梯级利用等问题。要想真正实现跨越，势必需要各个击破。

其实这几年，整个产业也经历过大起大落，相信大家有着同感——这种起伏对行业的伤害极大。起的时候良莠不齐、什么都想上，落的时候产能过剩、众人一片哀鸿。既然如此，何必为了“卷”而“卷”？无论成本再降多少，避免重蹈覆辙，有解决问题的真实力才是根本。