在刚过去的周末，第十二届储能国际峰会暨展览会（ESIE 2024，下称“北京储能展”）落下帷幕，此次展会举办期间（4月10日到13日）吸引了20万以上人次参与，展区面积等规模均创下历史新高。
从行业发展来看，一边是新老力量不断创新技术，另一边是集采价格激烈竞争，本届储能展再次演绎了储能行业的“冰火两重天”。第一财经记者注意到，相较去年，今年的展会已经回归到产品层面的冷静发力。
然而，频频下跌的集采报价依旧是厂商的一块“心病”。“去年初市场价格大概在每瓦时1.2元，但是最近一轮集采已经跌到了0.6元，相当接近成本线。”一位头部储能系统集成商高管对第一财经预测，“（价格）没有最低，只有更低。我们已经做好了打持久战的准备。”
对于许多储能厂商而言，当前在激烈的竞价旋涡中纠缠是难以回避的现实。这背后存在电力市场机制不完善、商业模式不成熟、产品同质化等多重因素。但是如果把视线投向更长远的未来，回归理性、创新驱动的声音仍是主流。
今年“发展新型储能”首次纳入政府工作报告，提出要“提高电网对清洁能源的接纳、配置和调控能力”。对于储能的从业者和投资者而言，这意味着健全电力市场机制、完善产品标准等配套支持措施已经“在路上”了。
“叠片”席卷储能，下一代颠覆性技术？
中关村储能产业技术联盟统计数据显示，2023年，中国新增投运新型储能装机规模21.5GW/46.6GWh，功率和能量规模同比增长均超150%，三倍于2022年新增投运规模水平，并且首次超过抽水蓄能新增投运近四倍之多。
作为全球最大的储能应用市场，2023年中国新型储能新增装机占比接近50%，与欧洲、美国合计占全球市场的88%。也是在这一年，以锂电池为主力的新型储能，向着更大容量、更高密度和更长寿命的方向快速迭代，构网型储能、液冷等新技术迅速普及。
本届北京储能展作为今年开年以来规模最大的一次新能源展会，多家储能厂商选择在此期间“官宣”新品。第一财经记者注意到，大电芯、大容量几乎成为各家参展企业新品的首要特征。
为了便利运输和统一尺寸，目前有相当数量的大型储能系统选择以标准20尺集装箱为单位。去年的北京储能展上，有不少厂商打出了上述尺寸下容量达5兆瓦时级的概念，并在下半年陆续批量交付。但在今年，新品的容量已经远超这个数字。
远景科技集团在展会上发布EnPower智慧储能系统产品称，采用了自研350Ah储能专用电芯，标准20尺集装箱容量达到5.6兆瓦时。宁德时代也在发布储能系统天恒产品时称，在标准20尺集装箱内，该产品实现6.25兆瓦时级的高能量，单位面积能量密度提升30%，整站占地面积减少20%，同时其还是全球首款5年零衰减且可大规模量产的储能系统。
类似体积下的容量升级，与电芯的迭代紧密相关。去年储能市场主流从280Ah升级到了314Ah的电芯产品，一度被认为已经触及了天花板。但在今年，500Ah+甚至1000Ah+的电芯产品也时有出现。例如，南都电源在展会上首发了690Ah储能电池，蜂巢能源发布了730Ah大容量储能短刀电芯，海辰储能此前则在其生态日活动上率先发布了1130Ah的长时储能超大电芯。
和风机产品越做越大一样，储能的容量升级的逻辑也在于降低经济成本，而非单纯的技术逻辑。南都电源总工程师相佳媛此前在接受第一财经采访时表示，在良性竞争的市场环境下，用户最终考虑的是投入与回报。大容量、高密度的电芯，让项目的占地面积更小，能够有效减少土建等方面的固定成本，并表现出更有潜力的投资回报率。
而叠片工艺，似乎成为储能电芯突破300Ah级上限的一把“万能钥匙”。
尽管受益于新能源汽车市场积累的技术优势，目前，叠片工艺以结构稳定、安全性高、循环寿命长等优势成为后起之秀，但是进入到“贴身肉搏”竞争的储能领域，仍然面临不少挑战。一位新品采取卷绕工艺的厂商销售就在友商更换工艺时质疑称，“我们也不是没想过这条路线，但叠片不光是投资大，更主要的是工艺难控制、生产效率低。至于谁能胜出，就交给市场吧”。
蜂巢能源储能总经理邢舟对第一财经表示，目前卷绕和叠片工艺的原材料成本一致，制费持平甚至更低，主要区别体现在良品率上。“我们叠片现在最低的制费能够做到低于主流卷绕电芯水平，314Ah卷绕电芯的制费大约在6分钱，当两种产品的规模拉平以后，制费的成本基本能够持平甚至更低。但是，现在叠片工艺的良品率的确比卷绕要低一些，随着设备、人工等要素不断磨合，我们有信心把它提上去。同时，当叠片电芯的容量越做越大，单位的差额也会越来越小。对于调度次数多、安全要求高、项目土地少的用户来说，即使叠片工艺每瓦时贵出几厘钱到一毛多钱，也会有人更青睐。”
随着电芯容量越做越大，已经有人从中嗅到了商机。欧科储能温控总经理樊小虎对第一财经记者表示，从过去的3.3兆瓦时级的20尺集装箱，经历3.7MWh，然后4.4MWh，再到现在的5兆瓦时甚至6兆瓦时级的容量跳跃，让温控环节的厂商也面临跟不上就落后的洗牌局面。“下游的集成厂商考虑的主要是三点：一是大小，即温控的结构设计是否能够匹配更新的容量尺寸。二是能量，即系统设计下能贡献的制冷量。三是价格，谁低谁更有优势。”
以欧科为例，由于进军储能行业时间相对较晚，因此规模效应下的价格优势难以短期内追上。“比如说40千瓦的大储液冷产品，过去有的头部厂商卖到十几万元，后来降到六万元，现在有的直接亏本卖到两万八。对于很多做温控的厂商来说，光是原材料加人工成本就要超三万，完全无法抵抗。”但是不断迭代的电芯容量，让樊小虎从前两者中找到了突破点，欧科在今年初率先推出了适配5兆瓦时储能电池及PCS液冷一体化集成的温控产品，可完全满足当前市场5MWh，甚至6MWh储能系统的冷却应用场景。
即便面对“无空调”“高温电池”等创新概念频出的新型储能市场，多家温控厂商也表现出了并不畏惧的态度。“散热是不可回避的一项刚需，就算把锂电池适宜的温度区间提得再高，热量也不可能无限量地堆积，只是换种形式、换个强度发散出去。”樊小虎说。
政策利好频出，释放储能“交易”潜力
储能产品不断提质升级的背后，是政策与市场的双重发力。
一位龙头储能集成厂商高管告诉记者，数年前，自己不仅看好储能这个制造业，同时还配合公司投资了一些储能电站。但是由于市场机制不完善、行业标准缺失等影响，项目盈利水平普遍极低，甚至长期亏损。再加上调度部门青睐规模大的抽水蓄能，“嫌弃”其他新型储能规模小、“不愿调”，导致存在“备而不建、建而不用”问题，曾斥巨资投建的产能面临闲置状态。但在近一两年，这种状况有了好转。
4月12日，国家能源局公布了《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，明确了接受电力系统调度的新型储能范围，并就加强新型储能并网和调度运行管理、技术要求及协调保障等方面提出了一系列具体要求。
“对于新型储能行业来说，有了并网和调度的保障，才会有后续稳定的收益预期。有了稳定的收益预期，才会对产品的性能提出要求，才有助于倒逼产业实现升级，具备更强的国际竞争力。”华北电力大学经济与管理学院教授王永利此前接受第一财经记者采访时称。
与此同时，地方上也频频发力完善储能市场机制。
今年3月，江苏省发展和改革委员会发布《我省电力保供政策性保障电网侧新型储能项目开展容量租赁的联系方式》，文件表示，目前全省有41个已纳规的电网侧新型储能项目自愿承诺确保在2024年7月15日前建成并网。此外，还发布了专项通知，解决项目建设困难、理顺并网流程问题，并在补贴和利用小时数上对上述项目形成强有力的支持。
根据行业机构测算，对于独立储能电站提供调峰服务来说，上述条款为储能提供了较为稳定的收益。以2小时系统为例，320小时放电调用意味着满充放调用160次，如果按85%的循环效率、90%的充放电深度计算，则1kWh系统，2024年全年充放电可获得收益119元。如按照2小时系统EPC平均报价1.496元/Wh造价考虑，叠加储能电站容量租赁费用，则在顶峰调峰+容量租赁的双重收益下，江苏省的独立储能电站静态回收期约为6.48年。
“目前，国内的电力现货市场处在比较初期的阶段，很多地方都在‘摸着石头过河’。”远景集团高级副总裁、远景储能CEO田庆军在接受第一财经记者采访时表示，“尽管当下仍在摸索，但是未来的大方向不会改变，那就是电力体制改革会继续深入。越开放的电力市场，储能创造的价值就越大。就像在高速公路上，玛莎拉蒂可以使足了劲儿开，这个‘道路’就是‘电力市场的开放程度’。”
储能的本质价值在于交易，而更开放、更完善的交易市场已经缓缓拉开帷幕。
高工产业研究院(GGII)认为，2024年预计将有更多省市出台类似山东、山西鼓励配建储能转为独立储能的政策，独立储能将以“报量报价”等更灵活的方式进入电力现货市场，储能的商业模式进一步拓宽。