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产业研究白皮书2024》中预测，到2030年，中国新型储能市场累计装机规模将超过200GW，2024—2030年复合增长率超30%。
作为业内规模最大的储能展会之一，财联社记者在第十二届储能国际峰会暨展览会（ESIE2024）现场看到，天合光能（688599.SH）、晶科能源（688223.SH）、东方日升（300118.SZ）等多家头部组件厂纷纷亮相，且都在各自场馆中占下大面积核心位置，推出产品覆盖大储、工商业和户用多场景，风头丝毫不弱于专业化储能厂商。
去年，组件龙头高调宣布进军储能赛道，“踢馆”储能展，并提出要将该业务“放到和光伏一样重要的位置”。今年展会中，相关业务负责人在与财联社等媒体交流中再次提到，将持续加大储能行业投入。
需注意的是，储能市场需求爆发，不能掩盖其尚处于产业发展初期存在的问题，并伴随着“价格战”等内卷情形。业务负责人对财联社记者表示，储能对成本价格敏感度更高，但从现阶段的配储，到未来的参与调峰调频，客户一定会更看重储能系统的效率和稳定运营，企业需要用产品的优势去面对行业的竞争挑战。
据主办方消息，此次ESIE2024展会规模空前，设立了12大主题展馆产品中心，汇聚了500+储能一线+场储能新品通过ESIE平台首发，“更大”已经是储能产品主要迭代方向。
展会前夕，宁德时代（300750.SZ）发布的天恒储能系统，已经实现在标准20尺集装箱内，达到6.25WMh的高能量；远景能源采用自研350Ah储能专用电芯，在实现“交直一体”的功能下20尺集装箱容量达到5.6MWh；蜂巢能源在展会上发布6.9MWh短刀液冷储能系统，不过外形尺寸则达到了3.1米宽度。
更大的容量，离不开更大的电芯支撑。不过，财联社记者注意到，展会期间虽然有厂商已经推出500+Ah以上甚至700+Ah超大单体电芯，但从产品落地来看，300+Ah还是现阶段主流。
事实上，大容量电芯由于在电芯设计上可以减少单位Wh结构件用量，并且提高设计的空间利用率，降低电芯BOM成本，且在系统集成端也有利于降低运维成本。不过，考虑到相应热失控风险隐患增加，各厂商对更大电芯的应用趋于谨慎。
在此次展会期间，多家光伏组件厂也推出适应于各场景的储能产品。宣布量产新一代柔性储能电池舱Elementa2，将于今年5月开启交付。参数方面，搭配自研自产314Ah高能量密度电芯，实现20呎/5MWh 容量与成本平衡，储能系统度电成本可降低32%。
晶科能源也推出“超静音”特点的蓝鲸5MWh大储系统，噪音控制在75db以内，减少储能系统在使用环节中对周围环境的影响。电芯方面，采用314Ah磷酸铁锂电芯，尺寸为标准20尺集装箱结构。该款储能系统将于5月底前具备项目量产接单条件。此外，首期5GWh储能电芯将于2024年第三季度正式投产并具备量产出货条件。
产品中心总经理吴殿峰在交流中表示，储能一定是未来电力市场发展的趋势。在他看来，光储是一对孪生兄弟，光伏比例的提升必然要配套强大的储能支撑，才能让光伏在能源当中占有更高比例。目前，光伏发电成本已经非常有竞争力，但现有的电网体系没办法装下更高比例的光伏，这个时候储能会迎来加速发展。
据储能产业技术联盟统计，截至2023年12月底，中国已投运新型储能累计装机34.5GW/74.5GWh，功率和能量规模同比增长均超150%；2023年中国新增投运新型储能装机21.5GW/46.6GWh，三倍于2022年新增投运规模水平。
面对新能源风光发电的波动性特点，储能被看作是解决该问题的重要方式之一。尽管目前储能收益模式不清晰的问题有待解决，但随着产业链价格下降和产品性能提升，光储一体仍然能带来较好的收益。
据天合储能总裁孙伟介绍，如果产品在初期设计就考虑到了光储深度融合的方案，中间会减少能量之间的转换。他认为，现在的模式是光伏发电，输入逆变转换，经过储能再经过逆变转换，中间经过两次逆变转换。如果前期就植入深度耦合，就可以减少能量转换过程中的损失。
工商储装机迎来高增需求，但安全和成本始终是绕不开的门槛。成本方面，电芯占储能系统总成本近六成，也是降幅最显著的环节。据CNESA数据，2023年初，储能电芯平均价格尚在0.9元～1.0元/Wh。据行业机构统计，今年以来280储能电芯价格已跌破0.4元/Wh，正式迈入0.3元/Wh的新时代。
然而，该价格似乎仍未“触底”，储能成本仍然存在继续下降的预期。远景集团高级副总裁田庆军表示，在储能成本的下降中，磷酸铁锂只是其中的一部分原因，大量是通过技术创新、工艺创新来完成。他判断，未来的储能度电成本一定会降至一毛钱以下，+储能的度电成本能够降到三毛钱以下，从不稳定电源变成稳定电源。
“不管长寿命还是高的能效比，最终都是归结于成本。”孙伟认为，对业主来说，初期投入成本降低，交付和运维成本降低，最终全生命周期的收益增加，这是最大的贡献。
根据阳光电源（300274.SZ）联合北京鉴衡认证中心发布《工商业储能解决方案白皮书》显示，我国工商业储能盈利模式以峰谷套利为主，并有需量控制、需求侧响应、备用电源、电力市场交易等多种模式。据统计，截至2023年，平均峰谷价差达0.7元/kWh的地区约25个，超20省份支持单日两充两放，套利空间进一步扩大，经济性凸显。
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