储能如何成为锂电第二增长极？
编者按：为了找到一条可持续发展的道路，人类驾驭了风、傍上了太阳。而储能作为“电网上的大号充电宝”，让电力电量实现跨时空的转移，具有平滑新能源波动、助力电网调峰调频、实现负荷削峰填谷等多种功能。
2022年，是中国储能产业极不平凡的一年。新技术加速迭代，制造端大幅降本，市场端规模盛况空前，储能政策逐步完善，资本市场日渐活跃，新的商业模式不断涌现。
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2023年，中国的储能产业正在迎接一个更富想象力的时代。得益于产业链的聚集，我们在这一场能源革命中取得了先发优势。从储能电芯、Pack技术、直交流转换技术到系统集成技术，一齐获得飞速成长；钠离子电池、液流电池、压缩空气储能等新兴技术从实验室走向市场化，为新型储能的蓝图增添色彩。
新一轮的拉力赛已然鸣枪，储能老兵见证了行业春天的到来却又慎言乐观，新势力们挺身而出意图提前卡位。
21世纪经济报道为此策划推出“储能大时代”系列报道。我们将拆解行业，梳理趋势，试图提供一种独特的理解储能产业的视角，记录储能这条大赛道上的大机遇、大挑战。本期，21世纪经济报道记者将关注大容量电芯的兴起。
锂电储能与动力电池的产业链高度契合。
在2023世界动力电池大会期间，21世纪经济报道记者观察到，储能，正在被愈来愈多地被各方提及。
得益于在动力电池产业链上完善的布局，宜宾在储能电池的出货表现亮眼，跻身国内锂电储能电池出货的“主力军”。21世纪经济报道记者了解到，宜宾目前已建成锂电储能电池产能25GWh，去年宜宾储能电池出货量已达到14.5GWh，占全球出货量的10.2%，全国出货量的11.15%。
同时，宜宾的储能产业吸引力进一步加强。除了参会的338家企业和机构中有19家储能企业，在大会期间，宜宾被中国电池工业协会授予“中国储能产业新高地”的称号。
据悉，宜宾未来将围绕储能产业发展，重点打造规划面积3平方公里的叙州区储能产业园，打造“源网荷储一体化”储能产业集群，并力争到2025年实现产值1000亿元、汇聚1万名储能技术高端人才。
动储共同迎来TWh大时代
值得一提的是，动力电池企业对储能业务的关注，在包括宁德时代、比亚迪、欣旺达、瑞浦兰钧等头部锂电企业近年来悉数入局储能赛道的动作中，可见一斑。
不过，对于动力电池产业链而言，锂电储能需求的喷发，在上下游之间显现出分歧。
有整车厂抛出了这样观点，储能电池或抑制电动车的发展。
广汽埃安副总经理席忠明说，高售价的储能电池占用大量的锂资源，抑制EV（电动车）的发展。“EV已是移动储能电源，且绿氢、抽水蓄能等储能效率更高，建议相关部门引导将锂矿资源给到动力电池。”
不过电池厂与车企的态度迥然，储能产业的兴起为锂电池企业创造了第二增长极。
宁德时代董事长曾毓群表示，从行业来看，BNEF（彭博新能源财经）预测，2030年动力电池市场需求将达到4.8TWh。同时，据高工锂电预测，2030年储能市场需求也将超过1TWh。TWh时代未来已来。
“我们也看到，全球有越来越多的企业加入到动力电池的赛道上来参与竞争；在不同的场景下，市场应用对电池提出了更高的要求；还有很多领域，电池的商业模式还未成熟。这些都给我们提出了一个问题，电池产业的前半程，我们已经可以满足市场需求，而电池产业的后半程，我们要如何引领市场需要，如何从‘有’到‘好’，与产业一起迈向高质量跃升发展的新阶段。”曾毓群认为。
在谈到绿色发展的话题时，曾毓群提及了宁德时代在储能板块的最新进展。“5月底，我们刚刚发布了全球首个零辅源光储融合解决方案，摆脱了传统储能解决方案对冷却系统及其辅助电源的依赖，实现了储能系统运营效率、响应速度、使用寿命、耐用性和安全性等方面的全面提升，生态效益和经济效益显著。”
同样双轮驱动采用“动储结合”策略的还有蜂巢能源，公司董事长杨红新认为，“汽车上电池的功能是存储能量，也叫储能，这是大储能。未来公司在产品结构上主要努力的一个方向是追求‘车储平台化’。”
杨红新谈到，从未来的动力电池预测和动力及储能发展趋势上来看，两者越来越接近了。因此，动储的产品平台化，产线共通化会成为一个趋势。
目前，蜂巢能源在动力电池和储能电池产品上已分别实现结构形式平台化、产线共通化，体系也尽量实现平台。接下来的目标是实现动力电池和储能电池两个领域之间的平台化，即实现材料体系的共用。
“现在大家知道，动力电池的正负极材料是一套化学体系，储能又是另一个，因为两个领域的产品追求方向不一样，储能追求的是循环次数。”杨红新认为，“但是未来我们相信，有可能把两个领域的电池产品化学体系实现统一。”
新型储能需要多种技术互相补充
国家能源局总工程师向海平在大会同期举行的储能发展高峰论坛上提到，国家能源局高度重视新型储能技术产业发展，先后出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》、《新型储能项目管理规范》、《“十四五”新型储能发展实施方案》等政策文件，初步构建了推动新型储能发展的政策体系。各级地方政府和各类市场主体对于发展新型储能的积极性普遍较高，相关补贴政策超过60项，包括按储能项目、充电量、放电量和储能产业或设备投资核定等方式。
向海平介绍，电力体制改革和电力市场建设的不断深化，也为新型储能发展进一步营造了良好的市场环境。在政策和市场的双重推动下，新型储能技术发展呈现多元化态势，产业进入规模化快速发展的车道。截至去年年底，全国新型储能累计装机规模达到870万千瓦，较上一年增长110%，居世界首位。
南方电网电力科技股份有限公司首席技术专家刘石认为，新型电力系统对源网荷储提出了新的要求，传统调度所表现出的“源随荷动、只调整集中式发电”特征，也将逐步升级为“源网荷储一体调控”。源网荷储智慧联动面临的关键挑战包括，接入聚合难、调控互动难、市场运营难。
国家电网中国电力科学研究院首席技术专家惠东的看法是，新型电力系统的三大挑战一是电力电量的平衡、二是电网承载力、三是能源电力深度脱碳。
惠东指出，近年来我国新型储能运行现状情况包括实际寿命不达预期、新能源场站配置储能利用小时数不达预期、新型储能调节成本远高于灵活改造的火电机组。“以锂电储能为主的实际运行寿命和实验室的对单体测试进行寿命之间有巨大差别。”
以锂电储能为主要增量的新型储能产业存在一定的结构性短板。因此，离不开锂电之外的其他电化学储能技术路线作为补充。这也意味着，未来储能领域，锂电一家独大的景象或将受到挑战。
结合未来十年主要储能本体的形态，惠东预判，能够较好地适应电力系统多种应用场景、具备规模化集成应用能力，且安全性可控的新型能源技术主要有锂离子电池储能、液流电池储能、钠离子电池储能及非补燃先进压缩空气储能。
此外，针对储能价值兑现预判，惠东认为，储能的全寿命周期度电成本包含造价成本、运营成本和沉没成本，受日历寿命影响。新型储能的年利用小时数将严重影响沉没成本，储能的年利用小时数超过2000小时(年循环500次以上)才能体现其经济利用水平。现阶段同样利用小时数情况下电化学储能度电成本约为抽水蓄能的2至3倍，且商业模式限制下新型储能利用小时数远不如抽水蓄能，短期内新型储能经济性难以与抽蓄相比。
惠东总结时还谈到，围绕电力系统的挑战，“保供应”、“保安全”、“促消纳”是贯穿新型电力系统各个发展阶段的核心问题，现在已经显示，未来还将长期存在。
（编辑：林曦）
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