与前几年市场对新能源储能前景的过度乐观不同，经过几年的实践，储能项目作用有限、储能参与电力市场机制尚未完善、终端储能项目盈利能力无法保证的现实差距， 这势必会影响市场的投资积极性。
不过，据业内人士观察，今年以来，储能领域不断传来好消息。
2月18日，浙江省发布2024年储能目标，计划新增储能150万千瓦广东省还在2024年工作报告中发布了“20条”，进一步推动新能源储能产业发展，力争到2025年实现全省新能源储能产业营业收入6000亿元，年均增长率超过50%，装机容量将达到3GW， 到2027年，全省新能源储能产业营业收入达到1万亿元，装机容量达到4GW。
频繁的利好政策再次点燃了储能行业的希望，该行业经历了产能过剩和2023年最好的战争。 在“双碳”目标下，风电和光伏发电装机容量不断创新高。 同时，风能和太阳能发电的不稳定给新能源的消纳带来了挑战，产能过剩、利润困境、产品同质化、安全等诸多行业问题仍有待解决，那么2024年储能行业如何突破呢？
万创投资银行研究院院长段志强在接受《国际金融报》记者采访时表示2024年的储能行业注定有起有落，打造旗手企业尤为重要。 考虑到新能源整体装机容量仍在上升，仍需继续配置储能项目，未来多种储能方式需要齐头并进。
储能行业动荡的一年
储能的三种场景分别是电力侧储能、电网侧储能和用户侧储能。 随着太阳能和风能装机占比创下新高，发电侧与用电侧矛盾日益凸显，尤其是锂电池主导的2小时短期储能局限性暴露无遗，4小时以上长期储能亟待突破。
以供电侧配储为例，由于配储容量和期限的限制，供电侧企业自身的用电作用相对有限，主要是为了满足新能源项目建设的审批要求，对后续储能的实际运行考虑较少， 因此，他们会倾向于在施工过程中选择成本较低的解决方案，例如在某些时期放弃电力。
展望今年储能市场的发展，万创投行研究院院长段志强在接受《国际财经报》记者采访时表示，2024年的储能行业注定会有起伏，其背后的原因主要有以下几个方面：
首先，**链**波动，产能过剩问题突出，低价竞争恶性循环持续。
近两年，受电池原料碳酸锂价格飙升影响，储能行业一路高歌猛进，上下游企业产能大幅提升。 据业内不完全统计，2023年以来，储能厂商已公布近70项扩容计划，总投资超过4700亿元，储能电池及系统总扩容容量超过900GW h。
生产的涌入和扩大，使整个行业迅速陷入过剩局面。 国家能源局2021年发布的《关于加快发展新能源储能的指导意见》指出，到2025年，新能源储能装机容量将达到30GW以上。 截至2023年底，我国累计投产34座新储能容量5GW意味着中国新能源储能提前两年完成了目标任务。
二是投资回报模式不确定，投资积极性受阻。
作为一个长期行业，储能项目的初始投资成本将大幅增加，新能源企业往往倾向于选择初始成本较低的储能产品。 储能企业在招标时，曾出现过“最低价格中标”的现象。 对于光伏、风电企业来说，配储意味着投资增加，产量下降，“不配储”的矛盾就出现了。
据了解，装机容量为20%，持续时间为2小时的储能项目，对于光伏电站来说，初始投资将增加8%-10%; 同容量储能项目的风电场初始投资成本将增加15%-20%，而这一成本主要由发电方承担。 与高配置成本相反，储能电站的利用率较低。 根据中国电力企业联合会发布的《2023年上半年电化学储能电站行业统计》，2023年上半年，我国电化学储能电站平均日均运行4个17小时，仅为电站设计利用小时数的34%。
中科院科技成果转化研究主任邵远军表示，成本高、下游应用薄弱已成为储能行业的一大难题。 目前，大型光伏电站需要得到026-0.3元的上网电价可以支付建设成本。 但是，在许多地区，这已经不可能了，例如，青海省的上网电价仅为02277元，甘肃省要求新能源中长期控制在88-13.在3个百分点之间，山东省在去年五一期间也出现了负电价。
针对盈利能力问题，段志强解释道，“从理论上讲，储能项目的配置会延长投资周期，因为它不能创造额外的经济效益，主要作用是减少太阳能和风电的弃风电。 段志强指出，目前储能在供电端存在诸多问题，电站投资较大，成本由谁来承担？ 有人建议用户侧储能场景应该承担责任，但存在矛盾——储能经济模式是错误的。 例如，在如何控制成本方面，不考虑无储能太阳能的弃风行为，电池残值计算不正确; 用户侧对电池复用、电池寿命等因素的忽视，也使得成本估算不准确，导致储能产品与储能场景的不匹配现象突出。
此外，跨境参与者参差不齐，储能企业喜忧参半，洗牌在所难免。
产能过剩的问题无法阻止资本和新玩家的疯狂涌入。 特别是在新能源企业将储能作为第二增长曲线的背景下，领先的光伏厂商和动力电池企业纷纷大举进军储能领域，其中不乏跨境企业。 天眼查数据显示，2023年将有多达7家新储能相关企业成立20,000，即 18次。 也有**报道称，目前有近10个90,000家储能公司。
对此，邵远军指出，随着各行各业的纷纷涌入，储能市场喜忧参半，储能技术类同化、产品质量同质化、劣币驱逐好钱等风险频发。 据业内机构介绍，预计在央企储能子公司和具有核心组件能力的综合企业的竞争下，将淘汰50%以上的储能系统企业。
此外，虽然储能行业过度依赖政策驱动，但安全问题需要解决。
据不完全统计，2011年至2021年，全球共发生32起储能电站事故。 其中，三元锂离子电池使用事故25起，充电或充电后休息时发生事故21起。 2022年以来，我国储能行业发生了多起安全事故，行业发展尚未形成统一的安全标准和公认的解决方案。
谁能成为行业之王
尽管存在许多发展问题，但考虑到新能源整体装机容量仍在上升，未来仍需继续配置储能项目。
市场需要什么样的储能企业？ 谁能在淘汰赛中幸存下来？ 段志强在采访中表示，要想成为储能行业的旗手，至少要具备五个特点：
首先，我们必须拥有核心技术，能够提供质量优良、安全、寿命长、性价比高的产品;
二是要有更好的一流连锁管理能力，才能给企业带来更好的降本效果;
三是要有更好的客户获取和拓展渠道;
第四，能够持续满足客户的需求，针对国内外市场不同的用户场景提供相应的产品;
五是要有充足的融资能力。 在储能产业链中，上游电池厂商实力较强，下游企业周期较长，企业抗压、偿债等经营风险较大。
一些龙头企业正在继续扩大市场份额，提升品牌影响力。 例如，2023年9月，埃克森新能源将在珠海开工建设投资100亿元的储能电池项目; 10月，平煤神马集团等企业投资100亿元建设储能及动力电池项目; 11月，江苏恒安储能科技在宿迁投资100亿元启动储能电池项目; 12月，投资130亿元的储能锂电池项目......
同时，一些中央电力企业作为储能行业的下游所有者，正在逐步向上游延伸，通过集团子公司，或与宁德时代、海创、中科海纳等储能头部企业合资成立，储能系统集成、储能电池等业务。
未来，多种储能方式将需要齐头并进
储能行业肯定会越来越波动，政策仍有发展空间。 国家发改委、国家能源局印发的《关于加快发展新能源储能的指导意见》提出，到2025年实现新能源储能由商业化初期向规模化发展转变; 到2030年，实现新能源储能全面市场化发展。 考虑到电力供应和新能源发电的需求，新能源储能市场空间仍然巨大。
在各类新能源储能中，电化学储能是相对成熟、商业应用最多的类型。 其中，锂离子电池技术虽然由于成本大幅下降、能量密度高而广受欢迎，但也存在安全性不足、储能时间不足、利用困难等问题。
如何实现长期储能技术？ 段志强表示，“锂电池不是唯一的储能方式，目前锂离子电池、压缩空气、液流电池、钠离子电池、飞轮等新型储能技术的经济性仍弱于抽水蓄能技术，未来必须根据用户场景搭配合适的产品。 多样化的储能技术在提高电力系统的灵活性、促进新能源消纳、保障电网安全等方面具有显著优势。
事实上，更多的新型储能技术已经被注意到。 以铅碳储能为例，国内铅碳电池原料储备充足，产业基础扎实，不存在卡住问题。 据了解，目前铅碳电池的建设成本为035-1元Wh，与锂离子电池相比0成本8-2元瓦时具有很大的经济优势。 其中，铅板还可以实现100%**有效降本和长期回收利用。
此外，商业化程度和技术成熟度最高的液流电池是全钒液流电池，其充放电循环寿命超过20000次，日历寿命超过15年（一般为20年以上），是各类二次电池中寿命最长的。