装机热潮下，储能如何承受交易之重？

“交易是储能的照妖镜。”

如果2023年储能行业有金句排行榜的话，上述言论至少榜上有名。

事实上，愈来愈多储能业界人士呼吁，储能的价值在于交易。在产品设计、相关标准出台，皆应围绕这一核心需求展开。但在目前储能发展进程中，上述难题并未得到有效解决或重视；相反，国内储能仍存在“粗制滥造”等一系列问题。

一方面，2023年，储能行业出现了前所未有的发展高潮；另一方面，基于储能行业多种质疑不绝于耳。

据高工储能了解，当前基于锂电池储能行业的质疑主要体现在：针对储能电芯循环寿命的质疑、 针对储能系统能否承受电网的质疑、针对储能行业真火还是虚火的质疑、针对储能能否进行交易的质疑。值得一提的是，前三者最终仍将落脚于储能能否真正进行交易，承担起支撑电网的作用。

当前，储能系统招投标市场频频出现低价，集采4小时储能系统最低报价跌破0.9元/Wh，电池最低报价跌破0.5元/Wh。今年以来，随着跨界及电池等领域企业加速进入储能系统集成赛道，行业竞争愈发激烈，储能系统投标报价不断走低。

业内人士表示，对于入局厂商而言，进行业务拓展，纵向一体化是趋势，渗透至集成领域是必然步伐。但这也让原本竞争激烈的系统集成市场更加白热化。目前业内已经出现了较为激烈的价格战，预计到年底储能系统的价格仍会在低位徘徊。

在愈演愈烈的储能价格战打响的同时，基于储能的质疑尤甚。而质疑的核心问题，落脚于储能最终能否实现交易？尤其当前国内储能集中在表前市场，一旦实现交易，必定是基于支撑电网、构建电网的储能核心能力的考验。

装机热潮不断

碳酸锂作为储能电芯的重要原材料，其价格自2022年11月以来开始回落，今年4月电池级碳酸锂价格跌破20万元/吨，5-6月价格回升至30万元/吨左右，7月再次进入下行通道。截至9月24日，电池级碳酸锂主流成交价格集中在17.3-18.0万元/吨，均价水平上涨至17.6万元/吨。

事实上，锂电池四大主材（正极材料、负极材料、电解液和隔膜）经过新一轮的产能扩张，市场供应增加，产品竞争加剧，价格都呈现不同程度的下跌。电芯的价格决定储能系统价格的走势，预计到年底上游原材料供应能力将持续增加，储能系统的价格也将在低位徘徊。

在原材料成本下行的大趋势下，2023年已经迎来装机热潮。据统计，2023上半年项目数量（含规划、建设中和运行项目）850个，是去年同期的2倍多。新增投运规模8.0GW/16.7GWh，超过去年新增规模水平（7.3GW/15.9GWh）。今年6月迎来了“小并网潮”，单月投运规模达到3.95GW/8.31GWh，占上半年新增投运总规模的50%。

与此同时，火爆的储能市场也迎来了高涨的投建热情。据GGII不完全统计，2023年1-6月储能项目EPC/系统中标规模达13.02GW/30.51GWh，储能系统（含电池系统）中标量占比达49%。

国家能源局发布的数据显示，今年1-6月，国内新投运新型储能装机规模相当于此前历年累计装机规模总和。随着下半年行业装机旺季到来，储能行业规模效应有望进一步释放，带动储能系统成本持续降低。

行业隐忧浮动

巨大的市场缺口伴随着激烈的竞争。储能赛道是一个具有万亿级市场规模的赛道，目前行业仍在发展初期阶段，各路玩家都纷纷涌入。

对应储能的新基建特性，储能系统循环寿命成为各大产品最重要的卖点。因此市面上10000次、12000次，甚至15000次储能电芯相继问世。

但国家电网中国电力科学研究院首席技术专家惠东提出，以锂电储能为主的实际运行寿命和实验室的对单体测试运行寿命之间有巨大差别。这也成为业界对锂电池储能的质疑之一。

储能是万亿蓝海市场，属于政策明确推动的战略新兴行业。但国内储能真正起步大约为2017-2018年，最早的一批储能项目，至今不过四五年。业界认为，尚未接受过验证的储能寿命成为业界的“薛定谔之猫”。

亦有业界人士反馈，电池厂商过于频繁的技术创新把前面的问题掩盖掉，一款新品应用到项目，需要一定时间去验证和发现问题以便更好的改进和更新，但现在电池厂商每年都推出新品，之前的产品还没有得到论证，新的产品就出来将其覆盖了。这对于整个行业来说，并没有检验的时间。

而随着行业竞争加剧，储能企业毛利率水平或进一步降低，造成一些企业放弃投标机会。

基于上述问题，不仅让储能陷入 “真火”还是“虚火”质疑之中，而且一旦面临大面积并网交易，储能系统能否承受来自交易带来的考验，亦成为业界拷问的重点之一。

如何承受交易之重？

尽管储能安全事故频发，已经让业主开始慢慢摈弃“最低价中标”，储能业态不断向好。但整体来说，业界对当前并网的储能仍存在疑问，那么如何实现交易则成为更大未知数。

比如，在一些并网测试中，有些系统经过前后100天调试，仍然无法顺利并网。业界人士指出，目前表面上看具有并网能力项目，并不代表真正具备并网能力。这是装机潮背后重要的隐忧。

而从项目分布上看，国内独立储能和共享储能项目的快速推进，使得“表前”（电源侧和电网侧）应用规模继续大幅增长，占比合计98%。投运的储能大部分集中在表前。一旦交易，未来将出现大规模运维难题，从而对储能产业造成巨大不可逆的损失。

去年，中电联发布的《新能源配储能运行情况调研报告》显示，电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，新能源配储系数仅为6.1%，火电厂配储能为15.3%，电网储能为14.8%，用户储能为28.3%。从此处看，目前储能的利用率还处在一个很低下的水平，储能在现阶段还并没有产生其预期的作用，更不用说参与交易。

交易被业界称为储能的终极价值。那么，基于现阶段储能的现状，如何承受交易之重？正在上升为重要难题。

储能一旦进行交易，将至少具备调峰、调频、黑启动等基础支撑电网功能。那么将对储能系统的要求更甚。这也表示，交易将带来对储能系统集成能力更强的考验。

9月21日，国家能源局南方监管局、广东省能源局正式印发《广东省独立储能参与电能量市场交易细则（试行）》。独立储能5MW/1h及以上，可参与年度、月度、多日等周期的双边协商、挂牌和集中竞争交易。从上述储能当前参与交易政策来看，储能交易规模下限仅需5MW/1h，那么意味着更多项目需要并网能力，更多的项目将要进入交易。

事实上，得益于峰谷价差持续拉大和时段的优化，用户侧储能的市场热度也持续升高，项目数量大幅增长，根据GGII数据显示，2023年工商业储能出货量将达到8GWh。

基于上述趋势来看，无论是电力侧的调频、调峰、黑启动，还是工商业侧的需量管理、虚拟电厂、需求侧响应、功率因数改善等，储能系统的交易功能将上升为最基本的功能，而这些尤其考验系统的综合能力。

从产品功能来看，储能进入交易阶段后，对性能、循环寿命、安全等提出了更高的要求。从产品形态来看，储能进入交易后，不再仅仅是一个独立的个体，而是电网的一部分。

回到开头的金句，交易是储能产品的“照妖镜”。那么，当下的储能系统产品、厂商更多应该围绕交易去做更多层次的布局，才具备决胜储能市场长期的力量。