“审而不建”，地方出手：拟清退！

近日，多地新型储能项目陆续建成投运。江苏滨海200MW/400MWh储能电站项目已于7月底顺利建成及并网运行，一举刷新了国内组串式储能系统应用的纪录，成为目前全国最大的组串式储能电站。全国单体容量最大共享储能电站——华电海西托格若格共享储能电站也在同期实现全容量并网，项目总建设规模27万千瓦，从安装、施工、调试到并网仅用了25天。

新型储能是指除抽水蓄能以外，以输出电力为主要形式的储能技术，是构建以新能源为主体新型电力系统的重要支撑技术。“发展新型储能”在今年被首次写入《政府工作报告》，各地也在加快新型储能产业布局和发展。国家能源局的数据显示，截至今年上半年，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达4444万千瓦/9906万千瓦时，较2023年年底增长超过40%。

面对着广阔的应用前景和市场需求，如何才能提高新能源效率？又该如何激发项目建设的积极性？受访专家表示，新型储能可以通过削峰填谷，重新匹配电力供需。但不少企业采取低价竞争策略，导致产品质量参差不齐，可能会损害行业整体利益，也影响储能项目的安全性和可靠性。

多地加速布局新型储能项目

随着“看天吃饭”的风、光等新能源快速发展，其间歇性、波动性会对电网安全带来一定影响，急需储能进行稳定调节。新型储能就好比“超级充电宝”，可以通过削峰填谷，重新匹配电力供需。

根据《“十四五”新型储能发展实施方案》提出的目标，到2025年，新型储能由商业化初期步入规模化发展阶段，具备大规模商业化应用条件；到2030年，新型储能全面市场化发展。

国家能源局数据显示，“十四五”以来，新增新型储能装机直接拉动投资超1000亿元，带动产业链上下游协同发展。新型储能正向大容量、高密度、超安全、长循环、智能化方向升级，新型储能产业链现代化水平也待进一步提升，进而更好保障国家能源安全，促进能源清洁低碳转型。

随着新型储能快速稳健发展，完善的政策机制及管理布局不可或缺。日前，国家发展改革委、国家能源局、国家数据局制定了《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》，对当前我国新型储能发展进一步细化了要求。同时，围绕新型储能研发创新、测试验收、检测认证管理等主要环节，还需协调相关主管部门积极开展新型储能领域地方标准制定和修订，研究制定新型储能领域相关行业标准，推动新型储能高质量发展。

7月30日，中央企业新型储能创新联合体成立，由国家电网有限公司、中国南方电网有限责任公司牵头，汇聚新型储能产业链上的中央企业、地方国企、高等院校、科研院所、民营企业及社团组织，覆盖产业全链条、技术全领域、应用全场景，计划3年内，在电化学储能、物理储能、规模化支撑技术等方面形成一批具有国际影响力的技术成果，在通信、能源、冶金、建筑、交通、航天等领域拓展29个重点示范工程，促进新型储能技术的革新发展和持续进步。

与此同时，多地也在近两年加快新型储能产业布局和发展。去年3月，广东出台《广东省推动新型储能产业高质量发展的指导意见》，明确将新型储能产业打造成为广东“制造业当家”的战略性支柱产业，到2025年全省新型储能产业营业收入达到6000亿元，年均增长50%以上，到2027年达到1万亿元。河南省计划到2025年，全省新型储能规模达到500万千瓦以上，力争达到600万千瓦。山东省日前最新印发《关于加快新型储能产业高质量发展的指导意见》也明确到2025年，全省新型储能产业营业收入达到2500亿元。

从地区分布看，西北、华北地区已投运新型储能装机占全国超过50%，新型储能促进新能源开发消纳和提高电力系统安全稳定运行水平的作用逐步增强。

根据中关村储能产业技术联盟发布的《储能产业研究白皮书2024》预测，“十四五”最后两年，新增储能装机仍呈快速增长态势，超额完成目前各省的规划目标；“十五五”呈现一个平稳增长的态势。保守场景下，预计2028年新型储能累计装机规模将达到168.7GW，2024—2028年复合年均增长率（CAGR）为37.4%；预计2030年新型储能累计装机规模将达到221.2GW，2024—2030年复合年均增长率（CAGR）为30.4%，年平均新增储能装机规模为26.6GW。

行业强竞争仍在持续

各地对新型储能的建设热情日渐高涨，但也带来了行业的强竞争。从2023年下半程以来，储能产业的价格战打得如火如荼，且行至今日尚无减弱的迹象。

细究价格下探的脉络，储能电芯首当其冲。中关村储能产业技术联盟数据显示，2023年储能电芯平均价格从年初的0.9元/Wh—1.0元/Wh下降至年末的0.4元/Wh—0.5元/Wh，使得储能企业降本诉求迫切。储能系统平均价格降至约0.8元/Wh，下降40%。而进入2024年之后，储能系统价格仍在继续下探，从0.8元/Wh跌至0.5元/Wh，而最新的低价显示，4小时储能系统价格已直接开启0.4元/Wh的时代。

在这过程中，早期投运的新型储能项目是行业的先行者，但其成本相对于现在更高，导致在市场上的竞争力不足。因此，对于早期投运的储能来说，成本难以回收、收益难以保证。

目前，锂离子电池储能仍占据行业主导地位。国家能源局数据显示。截至2024年上半年，已投运锂离子电池储能占比97.0%，压缩空气储能占比1.1%，铅炭（酸）电池储能占比0.8%，液流电池储能占比0.4%，其他技术路线占比0.7%。

但原材料成本持续下降，2022年11月份，电池级碳酸锂价格一度逼近60万元/吨，如今跌破8万元/吨，仅仅不到两年。储能投资成本的快速降低，也使得投资者产生观望心态，更倾向于等待技术成熟、成本下降后再进行投资和实际建设。

价格下探已经使储能企业盈利能力承压。一季度118家上市储能企业之中，26家企业陷入亏损，占比达到22.03%，毛利率低于20%的企业占比达到47%。一些企业也已经率先披露了业绩半年报，比如，科陆电子2024年1—6月营业总收入为19.11亿元，较去年同期增长22.39%，而净利润则是-3967.11万元。

在8月8日举行的“2024电力低碳转型年会暨电力圆桌年中会议”上，中国能源研究会双碳产业合作分会主任黄少中提出了一些关于新型储能发展的“冷思考”，包括新能源配储“建而不用”问题突出，储能租赁价格偏低、租赁意愿不足，调峰价格不尽合理，集中式储能收益渠道单一，早期投运储能成本难以回收等问题。

黄少中告诉21世纪经济报道记者，目前在新型储能市场上，企业间的无序竞争、产品同质化问题日益严重。为了抢占市场，不少企业采取低价竞争策略，导致产品质量参差不齐，甚至出现低价低质竞争的现象。这不仅损害了行业的整体利益，也影响了储能项目的安全性和可靠性。

但也有不少业内人士持乐观态度，认为技术的创新、工艺的创新、设计的创新、管理的创新都在让成本不断探底，目前也正是开辟和壮大新技术路径的好时机。

中车株洲电力机车研究所副总经理徐绍龙就在此前的第十二届储能国际峰会暨展览会上坦言，“新型储能业主端主要是大型国央企，业主端是非常规范运作的，那么行业就不会出现特别无序的竞争，所以当前行业还是一种良性健康的状态。尤其是对标抽水蓄能，新型储能有5年的窗口期，需要在5年之内赶上抽蓄，否则没有生存空间，实际上，当前成本降低是行业自救的行为。”

国家能源局新能源和可再生能源司司长李创军在7月31日举行的国家能源局新闻发布会上告诉21世纪经济报道记者，新型储能新技术正在不断涌现，技术路线“百花齐放”。

地方拟清退“审而不建”项目

近日，宁夏回族自治区发改委发布《关于促进储能健康发展的通知（征求意见稿）》（以下简称《征求意见》），要求组织各县区及时评估“审而未建”储能项目的建设条件，排查备案项目，清理一批接入意见逾期的项目，严格执行新备案项目电网接入意见有效期一年规定，为增量项目释放电网接入资源。

“审而不建”背后的底层原因是储能利用率低、建而不调和建而无用问题。据了解，目前全国已有近30个省份出台新能源配建储能相关政策，要求新能源项目配置5%—30%、1—4小时的储能项目，市场运行较为成熟的山东、甘肃等地区，新型储能调用水平进一步提升。但整体看，储能实际调度次数远不及预期，利用率仍然偏低。

根据中电联2023年的调研，新能源侧储能配置时长为1.6h，低于电网侧储能的2.3h、用户侧储能的5.3h。新能源倾向选择自建较为廉价的储能设置，储能安全性无法保证，导致储能非计划停运现象严重。

根据《2023年度电化学储能电站行业统计数据》，工商业配储平均运行系数0.59(日均运行14.25小时)，平均等效充放电次数317次；新能源配储平均运行系数为0.09（日均运行2.18小时），平均等效充放电次数104次。

中国电力企业联合会发布的《电化学储能电站行业统计数据简报（2024年一季度）》显示，在第一季度中储能电站整体利用情况好于2023年，储能电站日均运行小时由3.12小时提升至4.16小时，平均利用率指数由27%提升至41%，仍有较大可发展的空间。

21世纪经济报道记者也从一些业内人士处了解到，目前新型储能项目的投资回报率普遍偏低。主要原因在于储能项目的收益来源有限，而且存在一定的不确定性，如容量租赁费水平偏低、现货市场或辅助服务市场收益不理想等。同时储能项目的成本较高，包括技术成本和非技术成本（如项目开发、土地、接入、并网验收、融资等），导致项目盈亏平衡难以保证。

此外，黄少中指出，储能容量租赁方面缺少价格、租赁期限等政策指导，需靠供求双方进行磋商谈判，随着成本下降，租赁费用也存在不断降低和停签协议的风险，导致租赁价格波动较大，市场缺乏统一标准，租赁期限较短，难以确保长期收益。

共享储能电站与储能价格机制建设将提速

黄少中指出，新型储能具有建设周期短、选址灵活、响应快速、调节能力强等优势，因此需要加强发展模式创新探索，解决储能配比“一刀切”问题，提升储能项目的经济性和竞争力。例如，宁夏等地已经出现诸如“构网型”储能项目，丰富了新型储能的应用场景，更加契合构建新型电力系统的发展。

共享储能带来了新思路——通过第三方投资建设的集中式大型独立储能电站，不仅满足自身需求，还为其他新能源电站提供服务，从而实现资源整合。对于新能源发电企业而言，相比直接购买储能设备，租赁储能设备减少了自配储能的成本与管理投入。

国家发展改革委、国家能源局、国家数据局在8月6日发布的《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027年）》已经明确，将“改造升级一批已配置新型储能但未有效利用的新能源电站”，还将建设一批共享储能电站。

中国化学与物理电源行业协会发布的《2024年度中国共享储能发展白皮书》预计，2024年至2028年，共享储能新增规模有望达60.64GW，到2030年，新增共享储能市场占比达到新增新型储能规模的85%，累计共享储能装机规模将占到累计新型储能总规模的65%左右。

厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强告诉21世纪经济报道，如果仅仅靠原来的电力市场机制难以保证新型储能的合理收益，所以要加快建立新型储能的容量电价机制，扩大储能盈利空间，通过现货节点电价、调峰电价等措施引导用户“削峰、错峰、移峰”，降低用电高峰期压力的同时增加用户积极性。

中国能源研究会能源政策研究室主任林卫斌也指出，目前国内储能市场还不够成熟，缺乏相关政策和市场规则的支持，使得储能设备的利用效益和市场回报率难以保障。短期内可以探索储能容量电价机制，结合新型储能的系统功能采用多元化定价方式。

中共中央、国务院近期发布的《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》就在“深化电力价格改革”章节提出，要“研究建立健全新型储能价格形成机制”。

林卫斌认为，接下来应当完善独立储能参与电能量市场的交易机制，构建独立储能价格市场形成机制。建议已开展现货市场建设的地区适度提高市场主体参与电力现货电量的比例，扩大价格上下限。而在那些尚未启动现货市场的地区，进一步合理化调峰辅助服务费用，并尽快建立现货交易规则，将独立储能纳入其中。部分存在成本回收困难、调用次数偏低等问题的地区拓展独立储能企业的收益渠道，探索共享储能容量租赁机制等新兴商业模式，促进储能企业的规模化发展。