文｜24潮
在5月4日舉辦的2024年度會議上，一名投資者問到 “為什么伯克希爾選擇在內達華投資建設新的天然氣電廠，而不是選擇建設光伏？”
對于這個問題，巴菲特副手格雷格回答道：“毫無疑問光伏是個巨大的機遇，我們會積極參與投資，但能源轉型不會在一夜之間發生。無論是光伏還是風電都面臨間歇性問題，需要依賴儲能。為了確保供電穩定可靠，當前我們還不能完全脫離化石能源。目前具備經濟性的儲能電站時長為4小時，考慮到夜晚沒有光照，4小時顯然不夠，可靠性和經濟性之間需要找到平衡點。”
巴菲特進一步補充道：“能源轉型和電力保供必須兩者兼顧，當前光伏還無法成為主要電力來源的原因是儲能問題還沒解決。我的朋友比爾蓋茨投資了儲能電池項目，正在研究如何延長儲能電池壽命，但技術突破仍然需要時間，我們需要尊重事物的客觀發展規律。”
縱觀全局，盡管新能源產業可持續發展仍存在挑戰，甚至爭議，但不可否認，在全球 “碳中和” 共識下，全球能源大變局已經勢不可擋。
時間回溯到2015年，在巴黎舉行的COP21（第21屆聯合國氣候變化大會）上，全世界近200個締約方共同簽署了《巴黎協定》，該協定是一份具有法律約束力的國際條約，設定了本世紀下半葉全球實現溫室氣體凈零排放的目標，是全球應對氣候變化的重要里程碑。
在第28屆聯合國氣候變化大會（下稱 “COP28” ）又對《巴黎協定》進行了首次全球盤點，最終通過了決議《阿聯酋共識》，參會各方就全球盤點達成一致，呼吁 “能源系統通過轉型脫離化石燃料”(transitioning away from fossil fuel in energy systems)，這是氣候大會史上首次明確提出擺脫化石燃料。
雖然對于能源轉型的具體方式和節奏，與會各方依然存在巨大分歧，但加速能源轉型的速度、提升可再生能源發電能力、提升能源效率、加快交通系統電氣化已經成為全球性共識。
如今全球主要國家及經濟體均制定了各自的碳中和目標及路線規劃，據清華大學碳中和研究院撰寫的《2023全球碳中和年度進展報告》顯示，截至2023年9月，全球已有151個國家提出碳中和目標，覆蓋92%的GDP(PPP)、89%的人口和88%的排放。
在這樣的全球共識下，2015年后全球能源轉型進入快車道，可再生能源裝機規模迅速增長，全球風光合計新增裝機規模從2015年115.2GW，大幅增長至2023年461.8GW，年均復合增速達到19.0%。
從裝機量的角度看，全球風光累計裝機從2015年645GW，已增長至2023年的2436GW，全球風光合計裝機占比從2015年10.3%增長至2023年27.2%。從發電量的角度看，全球風光發電量合計占比從2015年4.5%增長至2023年13.3%。
期間，可再生能源LCOE大幅降低，技術進步帶來的經濟性是風光發展的主要驅動力。平準化度電成本(LCOE，Levelized Cost of Electricity)是國際通用的一個電力行業定量指標，用于評估發電機組在其全生命周期內每產生一度電所需的綜合成本。得益于光伏組件光電轉化效率不斷提升、風機大型化等技術進步，風光產業持續規模化降本，新能源度電成本大幅降低。2009-2023年，全球光伏度電成本從2.77元/kWh下降至0.32元/kWh，降低了88.5%；全球陸風度電成本從0.87元/kWh下降至0.29元/kWh，降低了66.5%；全球海風度電成本從1.49元/kWh下降至0.55元/kWh，降低了63.4%。
如今光伏、風電度電成本較煤電、氣電有了明顯經濟性優勢，這是近年來可再生能源能夠大規模替代傳統化石能源的主要驅動力。
但在風光等新能源強勢崛起的同時，卻也有一些問題一直未得到解決，尤其是消納問題正在成為產業化進程最嚴峻的挑戰，而產業新的共識是，儲能很可能成為全球能源大變局的決勝關鍵。
比如寧德時代董事長曾毓群在2023世界動力電池大會上表示，2030年儲能市場規模將超過1TWh。
特斯拉創始人馬斯克也一直有個夢想，“希望特斯拉的儲能板塊可以發展到與汽車業務不分伯仲，甚至超越汽車業務。” 他曾預測，到2030年，特斯拉儲能業務的規模將達到汽車業務的規模。
去年3月2日，馬斯克進一步闡述了特斯拉 “秘密宏圖” 第三篇章，即下一階段的發展方向——全面轉向可持續能源，目標在2050年前實現能源100%可持續。特斯拉的愿景是 “加速世界向可持續能源轉變”，特斯拉提出：如果要徹底實現能源的可持續，全球將需要240TWh儲能、30TW可再生電力、10萬億美元的制造投資。
而據市場研究公司Grand View Research發布的報告，全球儲能市場將在2025年達到1.2萬億美元的市場規模。
未來無疑是美好的，但我們還需清醒的認識到，在這場席卷全球的能源大變局中，儲能在技術突破與商業化模式的探索進程中仍有諸多難題待解，儲能產業實現可持續規模化發展，任重而道遠。
事實上，在當前推動全球能源轉型最主要的力量——中美歐均面臨新能源消納難題。（中美歐作為全球GDP最高的三大經濟體，發電量也位居全球前三，2023年中美歐發電量分別達到9.5/4.3/2.7萬億kWh，分別占全球總發電量的32.1%/14.5%/9.2%，合計占全球總發電量的55.8%；2015-2023年，中國風光裝機量占比從11.6%提升至36.0%，美國風光裝機量占比從9.0%提升至23.5%，歐盟風光裝機量占比從24.9%提升至44.1%。）
其中先看國內市場，三組數據可以幫助我們判斷中國當前消納問題的嚴重程度。
首先，中國風光的發展速度遠超規劃。在2020年12月12日的聯合國氣候雄心峰會上，總書記發表了題為《繼往開來，開啟全球應對氣候變化新征程》的重要講話，宣布了關于中國雙碳戰略的一系列具體目標，首次提出 “到2030 年，中國風電、太陽能發電總裝機容量將達到12億千瓦以上。” 此后，2030年風光累計裝機1200GW的目標也被寫入雙碳 “1+N” 政策體系的 “1” 當中。
以2020年底中國風光累計裝機數據測算，想實現這一目標，2020-2030年年均風光合計新增裝機需要達到67GW。的確這一目標比較保守，當時業內較為樂觀的預測，“十四五” 期間國內年均風光合計新增裝機也只在120-140GW，而2023年中國實際的風光合計新增裝機達到了驚人的 293GW。截至2023年底，中國風光累計裝機便達到了1051GW，中國風光發展速度遠超規劃，按照當前發展態勢，中國2030年風光裝機目標在 2024年便有望提前實現。
第二個數據是，24年2月中國風光利用率首次跌破95%的 “消納紅線”。在經歷了2023年底的風光歷史性并網高峰后，2024年2月，全國風光利用率分別驟降至93.7%和93.4%，首次跌破“95%消納紅線”。
所謂的 “95%消納紅線” 最早出現在2018年10月發改委、能源局印發的《清潔能源消納行動計劃（2018-2020年）》當中，文件提出了實現全國風光利用率95%以上的目標。在十三五初期，中國棄風棄光現象較為嚴重，風光利用率僅有90%左右，此后通過完善輔助服務市場、省間電力市場，中國風光利用率在2018年后有了大幅改善，基本一直維持在95%以上。早期的風光項目均為電網負責保量保價收購，消納責任在電網，所以在2018年之后，風光利用率95%便被業內當作一條默認的 “紅線”，可以被看作是新能源保障性收購機制下對電網的一種要求。
在2024年初，未公布2月利用率數據前，市場便傳出95%消納紅線將會放開的消息，引發激烈討論，部分觀點認為放開紅線限制，有望進一步帶動風光裝機量增長，但五礦證券分析認為放開消納紅線這一舉措背后反映的問題其實是電網已經難堪重負。
事實上，目前官方披露的風光利用率數據僅包含非市場化部分的新能源電量（即保障性收購的部分），市場化交易部分不計入考核，所以實際的棄風棄光情況可能比披露的數據更嚴重。對于風光消納問題，過去一直喊 “狼來了狼來了”，卻一直 “沒來”，這次是 “狼真的來了”，五礦證券認為當下不宜對后續風光裝機增長過于樂觀。
5月份，放開 “消納紅線” 靴子落地。在2024年5月出臺的《2024-2025年節能降碳行動方案》中提到，“科學合理確定新能源發展規模，在保證經濟性前提下，資源條件較好地區的新能源利用率可降低至90%”。
根據10月2日全國新能源消納監測預警中心公布的2024年8月各省級區域新能源并網消納情況，其中甘肅（風電利用率89.2%）、西藏(54.6%)風電利用率低于90%；此外，青海（光伏發電利用率86.9%）、新疆(89.7%)、西藏(70%)光伏發電利用率也低于90%新消納紅線。消納形勢不容樂觀。
第三組數據，比利用率更重要的指標是風光現貨電價，2024年2月以來同樣大幅下跌。
電力現貨市場最重要的作用是 “發現價格”，通過不同時間點的真實供需情況，形成真正的分時電價，形成峰谷價差，并為中長期交易提供價格風向標。目前中國已實現電力現貨市場長周期不間斷運行的省份有五個，分別是山東、山西、甘肅、蒙西、廣東。
在電力現貨市場中，通常新能源高發時段，電力供給寬松，該時段對應的現貨電價也較低。其中五礦證券認為判斷消納形勢，比利用率更重要的指標是風光現貨電價，2024年2月以來，部分省份風光現貨市場結算電價大幅下降，部分市場化新能源機組面臨全面虧損的風險。
以新能源發展較快的山東為例，2024年3月山東電力現貨實時市場31天中出現了25天中午時段負電價，現貨市場出現負電價意味著該時點出現了棄風棄光的情況，即電力供給大于需求，即使電價為負也沒有更多的用電需求了。2024年3月山東光伏平均結算電價僅為61.19元/MWh，即在現貨市場中平均每度光伏僅賣6分錢，同比下降65.1%。雖然山東的市場化新能源機組僅有10%電量參與現貨市場結算，但如此低的現貨電價最終一定會傳導至中長期市場，導致新能源中長期交易電價大幅下降。
其他現貨省份如甘肅，在2024年3月以來同樣面臨了現貨市場光伏極端低價的情況。6分/kWh的電價明顯低于光伏2毛左右的度電成本，如此低的新能源電價必然是不可持續的。
中國的新能源消納問題已擺上臺面不得不面對，電力體制改革需要提速，五礦證券認為改革方向有二：一是收緊可再生能源消納權重、碳配額，以體現綠電環境溢價，避免風光建設急剎車風險；二是加快儲能等靈活性資源發展，關鍵在于加快電力現貨市場建設。
再看美國市場，美國分為7大區域電力市場，每個市場由獨立系統運營商(ISO)或區域輸電組織(RTO)負責規劃運行。我們以美國西部加利福尼亞州所在的加州獨立系統運營商(CAISO)為研究對象，加州光照資源豐富，是美國能源轉型步伐較快的地區，加州制定了2045年實現全州電力100%來自可再生能源這一較為激進的目標。截至2024年4月底，加州已投運19.1GW光伏和8.1GW風電，相較2017年底分別增加了71.1%和29.5%。
隨著風光裝機增長，美國加州地區也出現了棄風棄光率大幅上升的情況，從月度數據看，2022年之前CAISO棄光率基本能維持在10%以內，但2022年4月、2023年3月、2024年3月棄光率分別達到了16.4%/22.3%/19.4%。
可見，目前美國加州地區同樣面臨著光伏消納難的問題，其棄風棄光原因主要分為兩類，一類是電網阻塞，一類是系統需求不足。從CAISO披露的數據可以看出，過去導致加州地區棄風棄光的主要原因是電網阻塞導致的經濟性棄電。風光電站通常建在遠離電力負荷的區域，由于美國電網跨區輸電能力欠缺，在新能源高發時段容易出現輸電通道容量不夠的情況，但增加了額外電網成本的光伏又不具備經濟性，所以只能棄掉。可以說美國加州地區過去兩年新能源消納面臨著空間上的限制。
此外，隨著美國凈負荷曲線由 “鴨子” 變為 “峽谷”，時間維度的消納限制接踵而至。
眾所周知，由于新能源發電具有間歇性，光伏只能在白天有日照的時間段發電，為了滿足電力系統的用電需求，傳統電源出力需要配合新能源出力變化進行實時調節，傳統電源需要滿足的調節需求被稱為凈負荷（凈負荷=總負荷-風光出力）。隨著新能源尤其是光伏裝機增長，美國加州電力系統中午時段凈負荷逐年下降，由于總負荷和凈負荷曲線構成的形狀酷似一只鴨子，因此得名 “鴨子曲線”。
以每年3月的CAISO典型凈負荷曲線為例，2024年3月加州地區中午時段凈負荷進一步下降，“鴨子曲線” 正在演變成 “峽谷曲線”，凈負荷的劇烈變化給電力系統的調度運營帶來了巨大挑戰。當電力系統凈負荷低于0時，意味著僅風光出力便能滿足該時刻所有用電需求，除非通過儲能電站儲存起來，否則多余的光伏電量只能選擇棄掉。
顯然未來美國加州新能源消納不僅僅需要面臨空間維度的限制（電網阻塞），也將面臨時間維度的限制（缺少儲能）。
而在歐洲市場，伴隨著風光滲透率再創新高，也出現了電力市場負電價次數激增的情況。
歐洲目前已經形成覆蓋大多數國家，可實現大范圍電力資源優化配置的統一電力市場，在統一的市場框架下，整個電力市場又被分為若干個競價區域(Bidding Zones）。這些競價區域通常以國界為限，根據電網物理架構進行劃分，不同競價區域可能存在不同的市場電價，這取決于各競價區域的裝機結構、供需狀況和跨區輸電能力。
公開數據顯示，2023年歐盟整體風光發電量占比已經達到26.5%，部分國家占比更高，例如德國風光發電量占比達到了驚人的38.7%。受風光高滲透率影響，歐洲目前同樣面臨著愈發嚴峻的消納問題，2023年歐洲電力市場各競價區域出現負電價次數從2022年的558次激增至6470次。其中德國以及瑞典、芬蘭等北歐國家由于可再生能源占比較高，負電價出現數量也更多。
綜上可見，全球能源轉型發展至今，隨著風光發電量占比不斷提升，新能源的三大主要市場中國、美國、歐洲均開始面臨新能源消納難題。
如今越來越多的共識認為，在這場席卷全球的能源大變局中，破局的關鍵就在于儲能的規模化發展。
眾所周知，光伏只能在有日照的白天發電，出力高峰通常在中午時段，所以光伏憑借更低的度電成本，去實現中午時段煤電氣電的替代是順理成章的事情。但是當風光滲透率上升到一定程度，中午時段能替換的煤電氣電都已經替換掉了，想用光伏去替換夜間時段的煤電氣電，就必須有儲能配合。儲能將中午光伏所發的電存下來，在夜間放電，才能實現對煤電氣電進一步更高比例的替代。
如巴菲特所說，如果儲能問題不解決，光伏就無法成為主要的電力來源。但目前和風光裝機規模相比，儲能規模還差了一個數量級。
根據CNESA數據，2023年全球累計儲能裝機289.2GW，主要分為抽水蓄能193.8GW、熔融鹽儲熱 4.0GW、新型儲能91.3GW。
其中抽水蓄能技術成熟，已在電力系統中廣泛應用多年，近兩年中國上馬了大批抽水蓄能項目，據中電聯統計，截止2023年11月，中國抽水蓄能在建（核準）項目規模超過了200GW，這批項目有望在2030年左右陸續投運， 但由于其建設周期通常超過5年，且抽水蓄能電站建設需要高差較大的山地地形和合適的水源條件，站址資源有限，抽水蓄能有明顯的發展上限。
近年來新型儲能則貢獻了主要增量，新型儲能全球累計裝機從2018年7.6GW增長至2023年91.3GW，五年增長了十倍有余。
但2023年全球儲能累計裝機占風光累計裝機的比例僅為11.9%，較2022年還下降了0.1個百分點，未來還需要更大規模的儲能建設。
據中電聯預測2060年中國風光發電量占比將超過60%，五礦證券分析認為屆時僅中國對儲能的需求便有望達到每年上千GWh 級別，從更長遠的視角看，沒有規模限制的新型儲能才是解決消納問題的答案。
正所謂 “能源轉型卡點在儲能”，未來風光滲透率能否進一步提升，很大程度需要看儲能的發展進程，尤其是新型儲能。
目前新型儲能技術路線眾多，主要包含鋰電儲能、壓縮空氣儲能、釩液流儲能、飛輪儲能等。根據CNESA數據，2023年全球已投運新型儲能中，鋰電儲能占比高達96.9%。鋰電儲能不管從裝機規模、技術成熟度，還是商業化進展來看，都占據著絕對主導地位。
根據BNEF數據，2023年全球鋰電儲能新增裝機44.4GW/95.9GWh，其中表前儲能（電源側+電網側）的大型儲能電站占主導，占比達到72%，工商業儲能和戶用儲能則分別占比5%和17%。
中國電科院首席技術專家惠東在2024年初寧德時代發布會上表示，雖然鋰電儲能在時長、壽命、安全性等方面仍存在一些問題，但相較于其他新型儲能技術路線，其盈利前景仍是最可觀的，商業化進度也是最成熟的，預計行業在相當長的時間內仍會呈現 “一鋰獨大” 的格局。
從全球鋰電儲能新增裝機地區分布來看，中國目前已經成為引領全球的最大市場。2020年中國多數省份推出了新能源強制配儲政策，讓彼時還在糾結降本和規模化孰 “雞” 孰 “蛋” 的中國鋰電儲能產業直接搭上風光平價后快速發展的順風車，2023年中國新增鋰電儲能裝機22.0GW/46.5GWh，占全球的比例達到了50%，美國和歐洲則分別占比17%和21%。
2024年，中國政府繼續加大儲能行業的支持力度。根據CNESA統計，2024年1-8月國家及地方累計出臺儲能相關政策549條，較往年明顯增長。在國家政策層面，《關于做好新能源消納工作保障新能源高質量發展的通知》明確提出，部分資源條件較好的地區可適當放寬新能源利用率目標，原則上不低于90%，促進配儲需求；能源局提出《關于促進新型儲能并網和調度運用的通知》，進一步豐富新型儲能的市場化商業模式；國務院提出《2024—2025年節能降碳行動方案》，將新型儲能建設目標較2021年提高了1000萬千瓦；此外，有諸多政策涉及儲能行業的技術標準、規劃建設、使用場景，以及新技術的應用。
降本增效，一直是儲能實現規模化發展的主旋律。
想充分理解儲能電站的經濟可行性，我們需要盡可能站在電站投資方的角度去思考。
近期五礦證券以中國的鋰電獨立儲能電站為例，搭建度電成本模型，站在電站投資方的角度去分析其經濟性，找出影響LCOS的關鍵變量，供讀者朋友參考。其中幾個核心假設依據為：
1.裝機成本假設：參考2024年6月的儲能項目中標價格，我們將 “隨容量變化的裝機成本” （主要包含電芯、溫控、消防設備等，是跟隨儲能配置時長變動而變化的成本）和 “隨功率變化的裝機成本” （主要包含PCS、EMS、變壓器、土建施工、并網調試等，是根據裝機功率確定的成本）這兩個參數分別設定為0.40元/Wh和1.60元/Wh，那么該4H儲能項目 “EPC 綜合造價” 為0.40+1.60/4=0.80元/Wh。
2.運行數據假設：據中電聯統計，2023年中國獨立儲能平均等效充放電次數為172次，根據當前中國獨立儲能運行現狀，該參數設定為200次；按目前的情況獨立儲能電站度電綜合收益設定為0.50元/kWh較為合理，甚至已經是較為樂觀的水平。
3.維護成本假設：“電池日歷壽命” 假設為8年。目前磷酸鐵鋰儲能電池的設計循環壽命通常超過8000次，設計日歷壽命一般可達10年，但2023年獨立儲能電站年充放電次數僅172次，即便實現較為理想的每天一充一放，日歷壽命下電新的總循環次數也不會超過4000次，遠低于設計的8000次循環壽命，所以能量型儲能電站電池壽命需要關注的是日歷壽命這一參數。過去招標的大部分儲能系統整體質保年限僅有5年，實際運行壽命不足8年，綜上我們假設每8年就需要對電池進行整體更換。
在當前技術條件、建設成本以及較為樂觀的收入假設下，五礦證券測算出一個100MW/400MWh獨立儲能電站項目的全生命周期現金流。作為投資方，我們需要在第0年投入9600萬，收獲一組長達30年的未來現金流，其中在第9、17、25年需要分別追加三筆投入更換電池。最終可測算出該項目資本金IRR為-12.7%，項目NPV為-8995萬元，投資收益為負，項目不具備經濟可行性。
簡單理解，對于儲能電站來說，完成一次充放電循環獲得的收益要大于成本，才具備經濟性。我們用項目 “全生命周期費用” 的凈現值，除以項目 “全生命周期發電量” 的凈現值，可以測算出該獨立儲能電站LCOS約為0.62元/kWh。前文我們對于該項目 “度電綜合收益” 的假設為0.50元/kWh，度電成本大于度電收益，項目不具備經濟性是顯然的。
近兩年鋰價下跌帶動儲能電站LCOS大幅下降，展望未來，想實現儲能LCOS的進一步降低，指望初始建設成本繼續大幅下降是不現實的，我們需要找到其他降本路徑。
在上文100MW/400MWh儲能電站模型的基礎上，通過對核心參數的敏感性分析，發現對LCOS影響較大的另外兩個變量是 “年循環次數” 和 “電池日歷壽命”。對于2H儲能電站，若年循環次數從200次上升至350次，電池日歷壽命從8年上升至15年，LCOS可以從0.84元下降至0.44 元；對于4H儲能電站，LCOS則可以從0.62元下降至0.34元。
這兩大關鍵變量分別對應儲能發展的兩大卡點。其中，提高儲能電站 “年循環次數”，需要 “電力現貨市場” 。
這里需要先了解一下儲能發展的產業大背景：2020年以來，大部分省份出臺了強制配儲政策，新建風光項目必須按一定比例配置儲能，配儲成為風光并網發電的必要前置條件，但真實情況是中國儲能電站利用率非常低，主要原因包括：
1）配建儲能質量差，投資方投建儲能只是為了風光并網指標，在購買設備時追求絕對低價，甚至使用廢舊電池，消防設施更是能省則省，出于安全考慮，導致運營方和電網均不敢調用；
2）新能源配儲電站單個體量太小，占用電網調度資源嚴重，調度起來比較繁瑣；
3）缺少商業模式，充放電沒有收益，例如部分新能源配儲只能服務單一風光電站，無法獨立并網，難以接受電網調度。
目前伴隨著儲能容量租賃模式的推廣，越來越多風光電站不再選擇自己配儲，而是通過租賃容量完成并網指標。當百MW級別的獨立儲能電站數量越來越多，當儲能需要真正用起來，且成為獨立市場主體需要自付盈虧的時候，儲能設備質量差和體量小的問題就有了很大改善，但是商業模式仍然是個問題。儲能電站只有在放電收入大于充電成本時，即具備充放電條件，交易員才會向交易平臺申報充放電曲線，再由儲能電站集控人員下發充放指令，最終完成一次充放電循環。以上流程實現的前提是，有一個可以體現峰谷價差的電力現貨市場。可以說 “電力現貨市場” 已經成為當前限制儲能發展的一個卡點。
理論上，電力現貨市場應該是儲能收益的主要來源，正所謂 “無現貨，不市場”。電力現貨市場最重要的作用是 “發現價格”，通過不同時間點、不同空間節點的真實供需情況，形成真正的分時電價，形成峰谷價差，并為中長期交易提供價格風向標。傳統電力中長期市場中，大部分交易往往是年度一口價形式，不同時間點電價相同，沒有峰谷價差，這導致儲能、火電調峰、需求側響應等系統靈活性資源的價值無法體現。即使部分省份中長期市場人為劃分峰谷平段電價區間，也可能和真實供需不匹配，反而造成價格信號錯亂。可以說沒有現貨市場的靈活性資源都是無源之水，難以準確定價，也沒有盈利模式。
而電力現貨市場可以通過形成峰谷價差，利用市場機制去引導儲能完成調峰，并獲得較為準確合理的調峰收益。當系統調峰需求大的時候，峰谷價差就會增加，儲能調峰收益就會增加。而電力輔助服務市場是一種計劃機制，由調度機構發布調峰需求，再由可提供調峰服務的機組要么以固定價格完成履約，要么競價完成履約。隨著風光占比提升，未來系統調峰需求大幅增加，如果只依靠計劃性的輔助服務機制去推動調峰，一是計劃趕不上變化，“拍腦袋” 定的量容易和實際需求發生偏差，二是難以實現調峰收益的準確定價。未來輔助服務的調峰市場將更多融入到電力現貨市場，在一個成熟完善的終極電力市場中，儲能調峰收益的主要來源應該是電力現貨市場。
可以說電力現貨是對整個市場機制的底層顛覆，但目前的進展仍比較緩慢。
從2015年新一輪電改啟動至今，中國已經建立了較為成熟的電力中長期交易市場。在2021年新版 “兩個細則” 發布后，各地區的輔助服務市場也已經不斷完善。但是電力現貨市場目前仍然只有5個省份實現長周期連續結算試運行，其中廣東、山西、山東已轉正，甘肅、蒙西連續運行2年以上。
五礦證券分析認為，建立電力現貨市場的難點在于，需要在保證系統安全穩定運行前提下，根據市場出清結果完成實時調度，實現中長期市場帶曲線交易，以及統籌多方主體利益。目前中國電力現貨市場建設進展明顯偏慢，需要提速，2023年10月發改委明確了各試點省份啟動試運行時間表，未來2年電力現貨市場有望在全國各省大面積鋪開。
“電池日歷壽命” 不足則是當前限制儲能發展的另一個卡點。“日歷壽命” 是指電池從生產出廠開始，即使在未使用或很少使用的情況下，能保持其設計性能的時間長度。日歷壽命反應了電池的化學成分和結構隨著時間的推移而逐漸老化的速度。
目前磷酸鐵鋰儲能電池的設計循環壽命通常超過8000次，設計日歷壽命一般可達10年。
在很多電池廠商發布新品時，常常把 “循環壽命” 當作賣點推銷，卻很少提及 “日歷壽命”，其實對于能量型儲能電站來說，更應該關注后者。根據中國電科院數據，目前中國功率型儲能實際運行壽命平均不足3年，而預期壽命是10年。能量型儲能實際運行平均壽命不足8年，而預期壽命是15年。電池系統實際循環壽命和電池單體實驗循環的壽命之比平均不足0.5，預期是0.85以上。
對于能量型儲能電站而言，日歷壽命比循環壽命更重要。磷酸鐵鋰電池作為儲能設備時其充放電的深度、頻次存在不確定性，受電力系統需求的影響，對于大部分磷酸鐵鋰儲能系統的應用場景，儲能的實際充放電循環次數遠低于設計值，但是由于儲能系統需一直保持在備用狀態，其日歷老化一直在發生，所以 “電池日歷壽命” 是限制儲能經濟性的另一個關鍵卡點。
其實在海外，儲能電站運營方通常對儲能系統質保壽命的要求基本都在10年以上。以特斯拉的Megapack為例，特斯拉為購買Megapack的客戶提供了長達15年的標準保修，另外可以選擇增值服務將保修年限延長至20年。即便2024年7月Megapack的2H/4H儲能系統官網售價高達1.79元/Wh和1.65元/Wh，是國內儲能系統價格的兩倍有余，對于電站投資運營方來說，更長的質保年限才能讓儲能電站全生命周期收益更有保障。建議國內廠商向海外廠商學習，在研發上重視儲能系統壽命的提升，通過提供更長年限質保解決儲能經濟性 “痛點”。
事實上，伴隨著技術持續突破，這一卡點有望得到解決。比如寧德時代在2020年成功研發 “3年零衰減” 的超長壽命電池后，于2024年推出了 “首5年容量零衰減，首5年功率零衰減” 的天恒儲能系統，其實驗室實測循環壽命超過15000次。據外媒NOTEBOOKCHECK報道，寧德可為天恒儲能系統提供20年質保，足以體現電池在日歷壽命方面的進步。
根據五礦證券預測，儲能行業兩大卡點 “電力現貨市場” 和 “電池日歷壽命”，均有希望在未來3年左右實現突破，屆時2H/4H儲能LCOS有望分別降低至0.44元/kWh和0.34元/kWh。當儲能卡點打通，當中國儲能發展從強配驅動轉為經濟性驅動，儲能裝機有望復刻2018-2023年光伏裝機指數級增長且連年超預期的歷程。
放眼未來，五礦證券分析認為，當遠期整個電力系統存量調節資源耗盡，調無可調的時候，中午每新增1度光伏，就需要配1度的增量調節資源，若70%為儲能，假設未來全球光伏年裝機天花板在1000GW（2023年全球光伏裝機346GW），那么全球儲能年裝機天花板就是1000*4*0.7=2800GWh（2023年全球鋰電儲能裝機89GWh）。
不過當前需要特別注意的是，當前在全球貿易保護主義盛行、新技術崛起、以及資本的狂熱追逐下，儲能產業形勢正在發生了巨大變化。比如在宏觀層面，為了自身的電力與能源安全，中、美、歐等國已將儲能提升至國家戰略高度，并頒布了相關扶持政策，不過歐美等國政策暗含貿易保護條款，這在進一步加速了儲能產業化進程的同時，也增加了國內企業進行全球化發展及競爭的難度。
更為嚴峻的是，近年在資本瘋狂推動下，儲能產業已面臨供需失衡的隱憂。比如企查查數據顯示，過去十年間（2014年-2023年）儲能產業企業注冊數量持續保持高速增長趨勢，尤其是2022年以來，每年新增注冊企業規模都在4萬家以上，截止2023年末，儲能產業注冊企業數量合計達15.76萬家，較十年間（2014年）增長了13.33倍。
到了2024年，僅上半年儲能新增注冊企業數量達4.02萬家，2022年-2024年上半年這兩年半時間，儲能產業新增注冊企業數量合計達15.58萬家，截止2024年6月末，儲能企業注冊數量已飆升至19.10萬家。
另一方面，據24潮產業研究院(TTIR)不完全統計，2022年-2024年6月這兩年半時間，市場公布的億元級以上的重大儲能電池項目179個，項目總投資預算超1.24萬億元，儲能電池產能規劃超2800GWh。（注部分項目涵蓋動力電池產能）
鑫欏資訊高級研究員龍志強3月份在接受中國經營部采訪時表示，“目前整個儲能電芯產能已經達到500GWh，但是今年行業的真實需求是——300GWh都難達到。這種情況下，超200GWh的產能自然是閑置的。”
而據InfoLink Consulting預測，2024年儲能電芯產能達750GWh，而2024年全球儲能電芯出貨量約為266GWh。
綜上可見，未來儲能產業需求與供給錯配可能比很多人想象中的還要嚴峻。
早些時候，協鑫集團董事長、全球綠色能源理事會主席朱共山去年末也在公開演講中坦言，儲能行業 “沒有最卷，只有更卷。產能鏈價格持續走低，儲能投標價半年下降三分之一。產品同質化嚴重，價格戰愈演愈烈，沖業績、搶份額、報價跌破成本。一半春天，一半寒流，就是我們現在儲能行業的現狀。”
寧德時代首席科學家吳凱在2023世界儲能大會上也表示，“新型儲能產業快速發展，正成為新的增長極，行業百花齊放是好事，但是我們也要看到一哄而上的風險。我們希望行業百花齊放、爭先恐后比拼的是安全技術、安全設計，而不是丟掉質量安全，去比低價、比偷工減料、比虛假承諾。”
作為行業黑馬，海辰儲能的聯合創始人、總經理王鵬程也多次強調一個觀點：未來三年是儲能行業 “生死卡位賽” 。儲能正進入新的淘汰賽與發展時期。這一產業正進入新的淘汰賽時期。
可以預見，在儲能行業從強配驅動轉為經濟性驅動的產業進程中，仍然會面臨階段性供給過剩和激烈的價格戰，未來圍繞全球新能源的主導權與定價權，無論是企業層面，還是國家層面的較量與博弈可能還會進一步升級，筆者分析認為，儲能產業終將進入充分的市場化競爭，未來企業間比拼的是更為真實的科技創新力、資本掌控力、全球開拓力、供應鏈與品牌影響力等綜合競爭力，其中任何一個要素都會影響一個企業的發展。
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