内卷推动行业创新加速，储能进入进化与升级的新赛道
尚未开场，即已疯狂。近两年我国储能行业的产能竞赛、价格内卷和市场拼抢，使整个行业进入“冰火两重天”的境地。进入2024年，储能行业的“内卷”呈现出新的特征，即“卷价格”的同时，不少头部企业也在开始 “卷技术”。通过技术创新让自己的产品更具差异性，成本上更低、功能上更强、性能上更优、服务上更好，更能为用户提供和创造更多的投资和使用价值，更能契合与主动融入新型电力体系。这也许就是宁德时代CEO曾毓群倡导的“不卷价格、卷价值”。
我国储能行业经过近几年的高速发展，已经不是一个产品稀缺的时期，产能过剩推动企业开始进入产品快速迭代期，需要对储能产品本身和整个行业进行全面的创新升级，通过持续、快速的技术进步，更好促进产业整体进化升级。但另一方面，恐怕也有相当多的企业参与“卷技术”的最原始动因，还是通过“卷技术”实现“技术降本”、更能为下游用户节省投资提升运维实效，从而构筑起新的竞争壁垒和护城河。“技术降本”本身是符合业发展规律的，但也由此导致诸如在比拼电芯和系统容量等方面部分企业“一味贪大”的激进行为，有可能为行业埋下安全的隐患；同时也带来因行业技术迭代过快，造成产线更换频繁、浪费投资和资源的乱象，也不利于行业的稳健发展。有业内人士指出，储能产品除成本重要外，还要比可靠性、稳定性和安全性，行业还需要持续练好基本功。“稳健”，应该是所有企业需要秉持的“基本风格”。
一、储能电芯大容量化俨然已成主流，但需警觉其可能隐藏的安全风险
储能电芯大容量化，正在成为新一轮储能产品创新竞赛的主题。从今年举行的几次储能展会，可以看出，各家头部企业都将大电芯作为储能产品创新的重头。在去年刚成熟的280Ah、300Ah+电芯基础上，陆续推出单个电芯储能容量在500+ Ah、600+ Ah、甚至1000+ Ah的储能电芯。没有最大，只有更大。甚至有人调侃，“拿不出一个大电芯，都显不出你还能在储能行业混，至少PPT得有”。储能电芯大容量化，一时成了储能产品创新的主流趋势，各家企业都在电芯领域展开了新一轮的创新竞赛。
与光伏组件的功率越做越大一样，储能电芯的容量也同样在不断加码。去年储能展会期间，少数几家储能企业的电芯能做到300Ah以上，今年则大部分企业都将电芯产品定位在280-314Ah之间；而走在技术前沿的几家企业已经将电芯的容量做到500-690Ah之间，最大的电芯海辰储能甚至做到了1130Ah，而奥林波斯甚至还推出了3777Ah的超级大电池。
据EESA（储能领跑者联盟）2023年度数据统计，现阶段大电芯的应用仍处于商业化落地阶段。以2023年度（录得）数据来看，中国企业大电芯（280Ah以上）出货量约7.1GWh，占比达到4%；主要应用在源网侧及工商业储能场景。以实际项目数量来看，工商业储能系统大电芯应用比较高，2023年度（录得）应用大电芯的工的商业储能项目共73个。
更低的瓦时成本、更高的集成度，成为储能电芯在大容量化上创新的牵引。2020年，宁德时代将280Ah电芯引入电力储能市场，71173尺寸平台成为行业的主流规格。2023年，多家电芯厂家相继发布314Ah电芯，“单芯一度电”，71173平台完成了第一次行业升级，电芯走进了300Ah+时代。与此同时，电芯厂家仍在关注基于71173平台的电量升级，持续降低电芯和储能系统的单Wh成本。部分企业推出了320Ah、345Ah，还有厂家在开发350Ah电芯。
然而，尽管众多企业路线不断推出300Ah+大容量电池，但这些尝试并未真正满足储能场景的快速变化。为实现电芯瓦时成本的进一步降低，不少厂家都在突破电芯现有尺寸规格上进行尝试。蜂巢能源的L500型325Ah电力储能专用电芯、捷威动力360Ah磷酸铁锂方形储能电芯、海基新能源375Ah大容量储能电芯、雄韬股份580Ah储能锂电池、亿纬锂能的Mr.BIG 628Ah电芯，以及海辰储能1130Ah长时储能专用电芯，都对现有通行71173型尺寸规格进行突破。大电芯均以指向以更低的瓦时成本、更高的集成度，且满足电网侧储能系统20年的运营需求。
随着可再生能源渗透率的不断提升，为保证新型电力系统的长期稳定性，所需配置储能的时常将越来越长，长时储能的需求将在未来的电力系统中不断催生。伴随储能系统时长走向4小时、8小时，单体储能电站的电量也将从百MWh迈向GWh时代。以1GWh的储能电站为例，使用2024年新进入市场的314Ah电芯，整个电站需要监控和管理的电芯数量达到100万颗以上。数量巨大的电芯，从电芯的监控管理，到单个储能产品的监控管理，再到整个电站的监控管理，都带来极大挑战。为此，集成度更高、一致性更好的电芯是解决路径之一。如何提升单体电芯Ah数（容量），减少储能系统电芯成组运维成本，提高储能系统运维与管理效能，成为行业发展的共识。电芯单体容量越做越大，可在集成柜有限的空间内获得更多的储存容量。
得益于集成端能量密度的提升，大电芯在电芯、系统集成、产线投资等方面都大幅降低投资成本，且可以提高储能系统管理可靠性。首先是降材料成本。大容量电芯重新设计了电芯本体的结构和化学配方，内部结构件的大量简化，结合正负极配方的提升，促进了电芯单Wh成本的降低；第二是提高生产效率。电芯生产制造方面，生产大电芯单位时间内电芯的产能效率可提升1-3倍，有利于降低产线的单Wh投资与电芯的制造成本；第三是降系统成本。系统集成方面，由于使用大电芯可大幅减少电芯数量，由此可显著降低高压盒、线束等零部件的数量，同时也可大大提升系统的安装效率。第四是提高储能系统的可靠性。使用大容量电芯，因减少电芯数量，在为储能产品降本增效的同时，可减少系统的故障点，也有利于提高储能系统可靠性。大电芯带来储能系统产品的能量密度的提升，大幅降低项目占地面积，吊装系统的数量。使用大电芯可以将20尺储能标准柜的电量从5MWh以下提升到6MWh以上。
相比使用280Ah电芯的20尺单箱3.44MWh储能系统，使用更大的电芯，储能系统的能量密度、单位面积电量可提升45%。以50MW/200MWh的储能电站为例，使用大电芯的储能系统，能够减少43%集装箱数量和40%的占地面积。对于集中式储能系统，大电芯通过减少并联的电芯组串数量，减少并联适配木桶效应带来的可用电量衰减问题，确保系统层级的长寿命使用，增加全生命周期的总放电量，保证储能项目的高盈利能力。
企业之所以在不断升级电芯容量的同时，还在压缩电芯尺寸，主要是为了在同样体积（容积）下存储更多的容量，减少土地的占用。从生产企业角度看，相较于小容量电芯，大容量电芯在生产过程中所需零部件数量更少，同时在装配环节也能有效节约人力和物力资源；而对于下游应用端而言，在减少储能项目时大容量电芯在单Wh成本更低，也更具竞争力。据相关机构的研究数据显示，相较于传统的280Ah电芯，大容量电芯在PACK级成本上可实现10%到20%以上的降低。
电芯技术的不断升级也是储能技术创新的重要体现。314Ah电芯在储能项目中的快速应用，标志着储能电芯向大容量、高能量密度方向发展的趋势。未来随着碳酸锂价格恢复常态，储能系统的价格竞争日益白热化，大电芯的成本优势对储能系统在价格战之下集成更多技术要素，为客户和产业带来更多价值提供了可能。未来，随着技术的不断进步和成本的进一步降低，在保证安全性基础上，更大容量的电芯有可能成为市场主流，推动储能系统整体性能的提升。
在获得大容量电芯促进行业进一步降本增效提升价值的同时，储能系统的安全性仍不容忽视。虽然当前市场上第三代314Ah主流电芯从开始出现到成为主流用了不到两年的时间，但对于未来是否能加速升级，很多业内人士也还存疑。因为储能电站的存储容量固然重要，但更重要的却是储能电站的安全性问题。
中科院欧阳明高院士在第四届新能源汽车及动力电池大会（CIBF2023）上指出，300Ah+磷酸铁锂储能电芯安全方面存在风险，大容量电池如320Ah电池内部温度极高，超过磷酸铁锂正极分解温度。同时，随着电池SOC荷电状态增加，大容量磷酸铁锂电池热失控产生的氢气比例升高，燃爆指数是三元电池的两倍。
对储能这个万亿级赛道来说，储能安全一直都是业界的达摩克利斯之剑。全球范围内近年来频发的储能火灾事故屡屡将储能产业推至风口浪尖。统计发现，事故发生的原因大致可以分为两部分：一是储能系统内部电芯失效，引发内部化学反应，释放热量(放热反应)，温度持续上升，且传播到附近的电池和模组，引发电池与模组的热失控起火甚至爆炸，最后引起整个储能系统的着火或爆炸。
电芯失效模式一般由过充或控制系统故障、热暴露、外部和内部短路(可由各种情况引起，如压痕或凹痕、材料杂质、外部物体渗透等)引起。另一种情况是外部辅助系统故障引发的储能系统故障。由辅助系统故障引发的整个储能系统故障一般发生在电池系统的外部，可能会发生外部元器件的燃烧或冒烟，这种火焰燃烧通常从电池系统外部开始，最后才会蔓延到电芯内部。
因此，储能电站的安全问题实际上是一个系统工程，包括本征安全、主动安全、被动安全。本征安全通常指的是电池的本体安全，通过提高电池制造的良品率，能够大大降低事故发生概率。而主动安全主要是要做好电池故障隐患的预测预警，保证过程安全，将火灾事故扼杀在萌芽状态；被动安全则是要有高效的消防安全技术，实现快速灭火抗复燃，保证小火不成灾。而储能电池本征的安全是整个储能系统安全的重要基石。使用大容量电芯，单体电池仓的能量密度更高，其对系统安全、产品一致性等带来更大挑战。
据业内人士介绍，一个1GWh的大型储能电站则大概需要集成150万颗储能电芯，其中1个电芯出现安全性的问题都有可能带来很大的问题。宁德时代CEO曾毓群讲，储能系统的复杂性远超过新能源汽车，堪比一架波音787飞机。150万个电芯加上所有的电子元件、机械部件、热管理系统，再加上软件，整个1GWh系统包含大概700-900万个部件。PPM（百万分之一）级别的单体电芯失效率会有很多故障，即使是PPB（十亿分之一）的水平也可能还不够。因此，对储能电芯本征的安全，无论如何强调都不过分。
安全是电化学储能产业健康、高质量发展的基石。温度是电芯安全运行的首要参数。目前多家企业为攻克大电芯的高产热所带来的安全挑战，主要采用低粘高导电解液，降低液相阻抗；多元掺杂磷酸铁锂正极和低表面缺陷石墨负极，减少热效应、提升热稳定性和结构稳定性；低直流内阻（DCR）；更新的电芯结构，提升电芯隔膜与电芯壳体之间的散热通道特性等。这些都是各个电芯厂家提高大电芯自身安全性的技术手段。
欧阳明高院士指出，储能电池向大容量迈进，技术门槛大幅提高，需要提高安全性、耐久性、一致性、制造品质管控等全链条门槛，同时智能传感将在大容量储能领域发挥大作用。“发电侧GWh级的储能电站有百万颗电芯，如果单颗电池缺陷可能导致整个系统运行出现问题，这对生产制造过程的一致性、可靠性有更高要求，需要持续关注在线100%缺陷检测等新技术。”
此外，储能电池的容量大型化，也还存在寿命衰减的问题，需要行业在大电芯“虚热”中沉下心来做好电池产品本身。产品迭代过快也有可能造成行业产能的浪费。安驰科技总工程师白科在今年6月曾公开指出，通过测试发现，市面上目前采用71*173*204规格的大电芯产品还存在两个问题：一是电池容量越高，寿命衰减越快。实测发现，314Ah/320Ah产品寿命较差，预估仅满足3500~4500次；280Ah/306Ah预计可实现6000次循环寿命；二是充放电功率一般为0.5P，1P倍率下温升较大，大部分产品无法实现1P持续充放，能效偏低，影响经济收益。
除开安全性问题，产品的一致性也很重要。新源智储透露，有的项目储能电池使用没到10年就报废了，而报废的原因是一致性太差导致系统容量基衰减，无法继续使用。储能行业安全事故频发，产品质量良莠不齐。数据显示，近年来，超过70%事故项目未运营满3年。
“电池容量做的越来越大，会不会带来更大一致性的偏差？”有业内人士对此表示担忧。280Ah电芯一致性差个2%到3%还在接受范围内，但当电芯做到500Ah以上，差2%和3%对于整个系统集成的容量损失就比较大了。“作为业主，电芯安全依然是我们关注的重中之重。不过虽然大家往往更关注电池安全极端测试，但根据我们的项目经验来看，实际应用中电池一致性出问题的概率更高。” 中国华能集团清洁能源技术研究院储能技术部主任刘明义提出。
比拼大容量导致的产品迭代过快，对行业产能也将产生巨大的浪费。有专业人士指出，想做出安全且可靠的大电芯，绝不会像“搭积木”一样将材料进行简单的堆叠，其中涉及技术、结构、材料等多个方面配合与协调。而当厂商们一窝蜂地追求大电芯升级迭代之时，原来未曾消化的280Ah以下的电芯产能又该如何释放？根据CNESA《储能产业研究白皮书2024》披露，中国储能电池出货量约200GWh，行业平均产能利用率仅有50%左右，也就意味着一半的产能将被浪费。这样的迭代速度无论对于企业还是对于产业来说都是巨大的浪费。智光储能董事长姜新宇也曾对媒体公开表示：“一个技术没有稳定的时候我们就跨到另外一个技术，会给行业带来一片狼藉。”
我国储能行业一直处于标准缺失的尴尬境地，激进创新需在行业形成共识情况下的企业自律。业内分析指出，500Ah+储能电芯更考验企业安全设计、生产、制造能力，或将进一步带来一二线或二三线储能电芯企业分化。然而电芯容量一旦扩大，就要面临尚未涉足且无行业标准规制的未知之地，容易存在安全隐患。“大电芯的趋势没有错，但一定要冷静把握好节奏。在技术尚不成熟和没有行业标准的情况下，如果发展过于激进，可能反而不利于电池企业发展。”在日前举行的储能专家天合行活动上，对于行业的超速发展，中国华能集团清洁能源技术研究院储能技术部主任刘明义分析。天合储能AES工程运营相关负责人也认为，“当前，大容量电芯五花八门，将来储能行业一定会出现乱象。应该想办法建立统一的标准去发展，未来的情况才有可能可控。”
二、储能系统的高度集成化可带来用户端价值的提升，但仍有技术迭代过快影响行业健康发展之虞
卷技术不仅是电池端，随着电池大容量化的竞逐，储能系统的大容量化竞争也走上台面。自2023年8月宁德时代宣布采用314Ah电芯的5MWh EnerD系列液冷储能预制舱系统率先成功实现全球首套量产交付，随即各大储能企业纷纷跟进。基于314Ah电芯的20尺5MWh储能集装箱即成为了国内大储厂商的“标配”，已有超40家厂商推出了5MWh储能系统新品。截至目前不到一年的时间，20尺储能系统容量从5MWh+卷向6MWh+，甚至有企业开始推出7MWh+、8MWh+储能系统，而5MWh+储能系统才刚开始大规模交付。
进入2024年，储能集装箱的大容量标准不断跃升，储能系统容量再次"卷"出新高度。今年4月9日宁德时代发布6.25MWh天恒储能系统，相较于目前市场主流的5MWh产品，单个集装箱能量提升达25%。此后，多家头部储能企业开始密集发布20尺6MWh+甚至7MWh+储能系统。包括南都电源搭载690Ah电芯的6MWh储能系统、比亚迪储能发布的6.432MWh魔方系统MC Cube-T，卧龙储能6.26MWh储能系统，蜂巢能源6.9MWh短刀液冷储能系统，瑞浦兰钧6.9MWh储能电池舱、7.03MWh+储能电池舱等。2024年9月在上海举行的“第三届EESA储能展”，远景能源发布全球最大容量8MWh+储能系统。远景储能高级副总裁钱振华表示：“一个20尺标准集装箱能装8000度电，相当于我们在夏天，可以供800户居民一天的用电量。” 此外，美国储能系统集成商Fluence、Powin也先后推出了5MWh储能系统。
随着储能电芯的大容量化，系统领域走向高度集成已经成为了行业性步伐。5MWh+储能系统加速运用到储能项目之上，在不改变集装箱规格尺寸增大体积和容积的同时，通过采用大电芯获得更大的储能容量；以后随着大电芯的成熟其本征安全得到有效保障，在有限的空间集成更大的能量密度，从储能系统结构创新的角度，未来7MWh+、8MWh+单体储能系统，只要在保证安全性的基础上，在体积和容积的极限范围内，都应该是行业合理的发展方向。据阳光电源光储集团副总裁徐清清表示，如同构网型技术一样，高度集成5MWh+储能系统乃是储能技术迭代不断催生的产物。
在系统走向高度集成之余，极致降本催生的储能系统高压化也已出现。近日，阳光电源新发布的2000V高压光储系统拉开了系统领域极致降本的大幕。阳光电源给出的数据是，采用2000V高压光储系统，每1GWh可降低1.2亿元的投资。阳光电源光储集团副总裁李晗表示：“从系统级创新来看，提高串接数量、提升系统电压势在必行。” 采用阳光电源2000V高压储能系统，可使下游储能项目的资本投入（CAPEX）节省4.5分/W，系统运营成本（OPEX）可节省7.5分/W，系统效率提升0.4%~0.7%，全生命周期投资节省1.2亿元/GWh。尽管对于储能领域而言，2000V系统可显著提升效益，但规模化应用仍面临标准、技术、供应链三大挑战。
在5MWh储能系统才刚开始进入市场应用之时，新一轮大容量高度集成化储能系统竞赛，似仍有技术迭代过快、行业步子迈得过大之嫌。容量提升带来的降本优势毋庸置疑，不过容量6MWh以上的储能系统基本采用的是500Ah以上的大容量电芯，这类电芯在生产工艺和结构上与此前的280Ah、314Ah存在巨大差异。不少业内人士发出疑问，在安全性设计并无质的飞跃的情况下，20尺储能集装箱内的能量是否还能继续提高？提高到什么程度才是最优解？一款新产品不需要经过时间和市场的检验才能全面应用吗？储能行业的步子是否迈得太快？宁德时代储能事业部CTO、储能欧洲业务部总裁许金梅表示，5MWh规模刚出来的时候，就有人卷6MWh。如果你能把集装箱做到10MWh、20MWh甚至更高，项目IRR一定会很漂亮。如果你想出海，光运输成本就能节省很多，PCS也可以节省很多。但最终产品的安全，又拿什么来保障？
这些问题，应引起行业重视和深思；对储能行业创新步伐迈的太快，企业布局太过激进的行为等，也需要反思。
除高度集成化之外，储能系统技术进步的另一大方向是能量管理精细化，组串式交直一体兴起。目前，大储系统最主流的方案是集中式架构，直流侧电池多簇并联，交流侧与大功率高效率的PCS连接。集中式系统架构简单，初始投资成本低，容易调度控制。但在储能大容量电芯、大规模电站的发展趋势下，集中式系统的瓶颈显现，容易出现多组电池并联产生的簇间环流、不均衡、直流拉弧、并联容量损失等问题，严重影响储能系统的效率、寿命和安全。
2024年以来，多家企业陆续推出交直流一体化的储能系统，将组串式PCS直接集成到电池舱，替换掉原来的直流高压控制盒，做到一簇一管理、交流出柜。把PCS集成到电池舱内的优势在于，第一，交直流一体的设计直流线缆无需出柜，工厂标准化安装调试，减少现场人工作业的安全风险和时间；第二，簇级BMS和PCS高度融合，省去传统高压盒，集成度更高能够一定程度减少占地面积，降低储能电站综合成本。
2023年阳光电源发布PowerTitan 2.0-HX组串式储能系统，开始采用交直流一体式的设计后，今年上半年，远景交直一体5.6MWh储能系统、力神电池5MWh交直流一体液冷集装箱产品LS-C5M-A、中车株洲所5MWh交直流一体机组串式储能系统、卧龙储能6.26MWh交直流一体户外储能柜纷纷亮相。2024年来，组串式技术路线的渗透率逐渐提高，包括中国华能、南方电网、中国电建、国家能源集团、三峡集团、中国石油等央国企大型招标中，都提出了组串式储能的采购需求。
业界对于组串式系统究竟采用分舱设计还是交直流一体设计仍存在不同意见。据分析，两种方案都能够减少簇级并联环流、簇间不均流、并联容损等问题，但交直流一体化的储能系统技术难度更高。目前，储能系统直流侧和交流侧存在明显的技术壁垒，电池属于电化学领域，而BMS、PCS、EMS均属于电力电子领域。一方面，交直流一体化意味着需要部件的定制开发，定制化和非标要求也会导致系统整体成本提高。其次在技术上，交直流一体化的PCS需要承担簇级BMS的任务，但并非所有电池企业都能自研BMS系统，PCS厂商也不擅长BMS技术；还有PCS功率、尺寸、连接方式等诸多差异。此外，由于电池和PCS的运行温度存在较大差异，热管理的设计也需要随之改变。
另一方面，交直流一体的储能系统在发生故障时责任难以划分。业内真正能够全栈自研储能系统的企业屈指可数，一旦储能系统发生事故起火，难以辨别究竟是故障源自电芯还是PCS或其他方面。目前来看，储能系统容量持续增长，与之对应的主要发展方向是能量管理精细化。不过，交直流一体化储能系统技术复杂、成本较高、责任划分难，是制约其大规模推广的三大因素。
三、电芯企业从“卷”电芯走向“卷”系统，储能行业出现集体走向终端系统产品趋势
储能企业沿产业链一体化布局正成为行业新常态。储能行业的“内卷”，不止体现在对电芯容量不断增加、以及由此带来的储能系统高集成化一个方面。通过今年来各次储能新能源展会上储能企业展台参展的产品陈列，可以看出我国储能行业正在集体走上一条系统化产品之路。目前已经很少看到一家企业只展出其原本的如电芯、PCS等储能的某个单体部件或组件，而各大展台最集中展示的几乎都是一体化的储能系统。从大的分类看，应用于大型地面电站的集中式储能系统、工商业储能系统和户用储能系统等应有尽有。此外，光储充一体化系统也是部分储能展台展示的产品，光储充、微电网等模式逐渐商业化，并形成多元化发展，构建“光储充放”生态系统。
储能产品的智能化已成主流。华为推出全球首款风液智冷储能，在安全、热管理和供电三大架构进行了突破性创新。全新风液智冷热管理架构，在确保系统工作在最佳温度的同时，降低辅电能耗，提升系统寿命和可靠性。“风液智冷”首先体现在 “智”，储能系统可根据环境温度和工况自动调整工作模式，实现“类心率”式的自适应调节控制。其他企业亦各出新招在“智慧”系统应用上亮肌肉、展实力、秀形象。
表1：2024 SNEC主流储能产品统计储能系统产品
资料来源：SNEC光储氢产业联盟
电芯企业从“卷”电芯走向“卷”系统，势将对系统集成赛道形成新的更大的冲击。随着电池企业加入储能系统集成赛道，行业竞争愈发激烈。目前包括宁德时代、比亚迪、亿纬储能、瑞浦兰钧、海辰储能、蜂巢能源等众多电池企业，均已开始逐步涉足集成业务。电芯厂纷纷开发储能系统新品，除了直流侧产品外，不少企业亦开发交流侧系统新品，应用场景覆盖电源侧、工商业侧、用户侧等，直接参与储能领域的竞争。
宁德时代从上游电芯向下游合作布局储能集成业务，与Tesla、Fluence、W?rtsil?、Flexgen、Sungrow、Hyosung等全球新能源行业领先客户深度开展业务合作。国内与大央企能源企业建立战略合作关系，与国家电网合资创建国网时代（福建），聚焦储能系统集成和关键部件研发。与ATL成立合资公司，跟踪研究储能先进技术和产业发展，推动建立储能技术标准体系。
比亚迪储能系统全栈自研，深度布局海外储能市场，在储能领域实现了电池、 PCS 、BMS和EMS等全业务制造领域覆盖，且从电芯到PCS、BMS等核心部件基本为自主研发生产。如果这些电池企业转型成为全系统的角色，可能会与现有的客户产生竞争，会综合各方面进行博弈。
系统集成未来谁主沉浮需由市场来定终局，产业链一体化发展考验企业全栈研发能力和实力。系统集成商的核心竞争优势主要体现在两方面：第一是定制化服务能力。相较于着眼产业链收益的跨界玩家，实际上储能系统集成商的优势，在能够将不同种类的储能技术（如锂离子电池、钠硫电池、镍镉电池等）以及储能设备（如PCS、BMS、EMS等）有效整合，并根据客户需求，为其提供定制化的储能解决方案。第二是其源源不断地创新力。储能系统发展并非一成不变，而要与时俱进。相比追求垂直布局的竞争对手，创新能力是储能系统集成商的最大倚仗。储能产品同质化严重的当下，系统集成商背负上游企业向下游延伸的压力，但也拥有系统创新发展的契机。
四、头部企业从过去单纯卖产品转向同时提供智能化云服务，储能产业的业态正在发生一些较大的改变
以华为数字能源为代表，多家储能企业发力储能智能化云平台构建和服务。储能产业发展至今已从粗放式发展走向精细化管理，各家储能企业均在智能化、平台化上做文章，其目的只有一个——就是让客户后续管理更简单，而且保证客户后续持续使用自家公司的产品，形成对客户的持久粘性。
2024年6月，在上海举办的“华为智能光伏战略与新品发布会”上，华为推出全球首款从芯到网的“智能组串式构网型储能平台”。该平台包含智能组串式构网型储能系统、智能组串式储能控制器、智能箱变、智能子阵控制器、智能电站控制器、智能能量管理系统；兼容业界不同规格的大容量磷酸铁锂电芯，容量灵活多变，且支持全倍率场景应用，实现生命周期内更优度电成本。
据了解，华为智能组串式构网型储能平台与同期发布的“智能光风储发电机”解决方案深度契合，不仅能够构建全场景构网能力，提升新能源接入比例和电力消纳，还能从芯到网为100%新能源构建的新电网提供机电、热、环境、系统、电网的全架构安全。智能组串式构网型储能平台搭建起了离网供电系统，让新能源发电从跟随电网走向支撑电网，发电系统也需与之相匹配，在发电过程中将电力更加“平滑”稳定地输入电网中。“智能光风储发电机”与“智能组串式构网型储能平台”，共同支撑了新能源为主力供电的电网系统的安全稳定。
华为数字能源电站智能光伏业务总裁周涛在发布会上表示，华为围绕“光储用网云”打造智能光风储发电机解决方案，让光伏发电从跟随电网走向支撑电网，为新能源发展扫清关键障碍，解决高比例新能源并网这一世界级难题。通过电压、频率和功角三大稳定重构技术，实现发得多、送得完、控得稳。”
图1：华为发布智能组串构网型储能平台
资料来源：华为数字能源
储能云平台将为能源行业的数字化转型提供更加坚实的支撑。据开发了储能云平台的机构介绍，储能云平台的定位，体现在其全面性、智能性、安全性和可扩展性。平台既要实现对储能设备的全面监控，还需具备智能化的数据分析和决策能力，同时保障数据和电力系统的安全，以及适应技术发展的未来需求。储能云平台的架构设计充分考虑了业务和平台的融合，以及云端算力的优势，能够实现海量数据的存储和秒级分析，故障图谱的实时计算，以及全域监控，从而提高电站的管控能力和企业效益。平台支持多终端访问，提供定制化服务，同时能够处理超大数据量的并发采集，并支持多种通讯协议。
储能云平台的推出，标志着储能电站管理向数字化、智能化的转型。它不仅提升了储能电站的运维效率，降低了运营成本，更通过智能化手段保障了电站的安全运行，为实现碳中和目标贡献了科技力量。随着技术的不断进步和应用的深入，储能云平台将为能源行业的数字化转型提供更加坚实的支撑。
从当前各家展示的平台系统看，基本上涵盖电池检测、日常数据采集、远程控制、智能化数据采集分析、智能化安全预警等功能。平台介入储能电站运维的目的在于提高电站的安全管理水平，很多户用储能产品都配备了手机上可使用的管理系统，通过手机可以让储能电站的收益测算、安全管理、电量存储统计等方面一目了然。
表2：2024年SNEC主流储能产品统计智能化平台系统
资料来源：SNEC光储氢产业联盟
数字化技术的深度应用，使储能系统的智能化管理成为可能，并将大大提高储能资产的利用效率和经济性。
储能产业作为能源转型和实现可再生能源大规模利用的关键技术支撑，近年来在全球范围获得了前所未有的关注和发展。随着可再生能源比例的不断上升，储能技术成为了平衡电力供需、提高电网灵活性的关键。借助物联网、大数据和人工智能技术，储能系统将实现更精准的能量管理，提高系统整体效率和经济效益，实现储能系统的智能化与可控性。
储能电池系统与数字化智能化技术的结合，充分发掘并整合了两方面的优势：利用数字化技术对储能锂电池实施智能化管理，不仅能够实时监控电池状态，有效预防潜在风险，还能够确保整个系统的安全稳定运行。同时，随着储能锂电池技术的不断进步与应用领域的日益拓宽，也为数字化技术的深入应用发展提供了坚实的支撑和广阔的舞台。
储能与电动汽车、智能电网、分布式能源等领域的深度融合，也催生了诸多新的商业模式。如V2G（Vehicle-to-Grid，车辆到电网）“车网互动技术”，允许电动汽车在非行驶时间向电网供电，既增加了储能的容量资源，又为车主创造了额外收益。同时，随着数字化、物联网技术的发展，储能系统的智能化管理成为可能，提高了储能资产的利用效率和经济性。
AI与储能产业的结合正处于快速发展阶段，这一融合不仅推动了技术革新，也开辟了新的市场机遇。
一是提升效率：AI通过数据分析和机器学习算法，能够优化储能系统的运行策略，提高充放电效率，减少能源浪费，并预测能源需求，使储能资源得到更精准的调度和利用。
二是降低成本：AI辅助的智能运维可以减少人工干预，预防性维护减少了意外停机和维修成本，同时通过精细化管理降低运营成本，使得储能解决方案更加经济可行。
三是整合可再生能源：AI技术有助于更好地集成波动性大的可再生能源，如太阳能和风能，通过预测分析优化储能的充放电时序，确保电网的稳定性和可靠性。
四是促进市场需求增长：随着AI算力需求的激增，对不间断电源和电力稳定性要求提高，储能作为支撑算力基础设施的关键环节，其市场需求也随之增长。
五是创新商业模式：“AI+储能”的结合，催生了新的商业模式，如虚拟电厂、需求响应服务等。这些模式能够帮助用户参与电力市场交易，创造额外收益。
国家从政策层面大力推动数字化智能电力系统建设。近日，中央网信办、国家发改委、工信部、自然资源部等十部门联合印发《数字化绿色化协同转型发展实施指南》，提出数字化绿色化基础能力、数字化绿色化融合技术体系、数字化绿色化融合产业体系等双化协同融合创新三方面布局。强调以数字化智能化技术支撑新型电力系统建设为着力点，推动新能源功率高精度预测技术研究，开展电力电子设备/集群精细化建模与高效仿真、更大规模和更高精度的交直流混联电网仿真、电碳计量与核算、虚拟电厂、分布式储能系统协同聚合以及低成本可修复再生的新型储能电池等技术研发。
五、虚拟电厂作为对海量灵活分散资源进行有效聚合调配的重要手段，将在新型电力系统建设中得到加速应用与发展
虚拟电厂将海量灵活分散资源进行有效聚合，是我国新型电力系统建设的一项重要技术。为适应新能源发电、多元化储能、电气化冷热系统、电动汽车、氢能产业等快速发展的需求，虚拟电厂作为对规模化灵活资源进行有效聚合调配，并从根本上解决电力系统灵活性调节能力不足问题的关键着力点，兼具对规模化灵活资源进行数字化、智能化“编排”，实现对海量灵活性分散资源终端的聚能、储能、供能与用能的特点，在我国新型电力系统建设中被寄予厚望，并日渐成为业内备受关注的领域。
当前，我国虚拟电厂技术发展尚处于初级阶段，但随着相关政策的出台实施、多元技术的集成创新，以及我国电力市场机制的不断完善和虚拟电厂运营模式的不断跟进，其在不久的将来，有望迎来井喷式发展。
虚拟电厂是一种高度智能的新的电网技术。虚拟电厂通过信息和通信技术将分散的发电、储能和负荷资源整合“编排”起来，形成一个个具备集中调度和管理能力的数字化、智能化、规模化灵活资源聚合型能源系统。其目的是为利用分散灵活的资源而“虚拟”常规电厂，进行设备层面的有效聚合调配。相比于真实发电能力，虚拟电厂更强调向电力系统提供近似常规电厂的调节能力。虽无法完全“虚拟”常规电厂的调节性能，但可实现基本的调峰、调频、调压能力，并能够按照调度指令运行。
虚拟电厂并不是现实中的发电厂，而是一种智能电网技术，相当于一个智慧大脑，可智能调度、实时监测和深度分析发电、用电状态，调节部分用电需求，实现电力实时平衡，起到和发电厂发电类似的效果，是一个看不见的电力搬运工。常规的电厂可能是通过对机组进行调节，让它提升发电或者降低发电。而虚拟电厂是将其它分散在各地的资源统一进行调度，来达到类电厂这种效果。
图2：虚拟电厂示意图
资料来源：中国国情国力杂志
虚拟电厂将成为提升新型电力系统灵活调节能力的关键举措。据中国国情国力杂志分析，当前我国电力系统中的优质灵活调节电源只有约20%，仅靠这部分灵活性调节，无法满足新型电力系统的稳定性和可靠性需求。以全国统调最高用电负荷为参考，每年出现用电负荷高于95%的尖峰负荷时间只有几十个小时，采用虚拟电厂技术，参考中国电力企业联合会预测的2024年全国统调最高用电负荷14.5亿KW左右这一数据，可以节约7000万KW左右（一半）的顶峰电源建设成本。虚拟电厂作为能够挖掘我国新型电力系统中规模化灵活资源的技术手段和商业模式，随着其相关技术日渐成熟，凭借成本仅为火电10%至15%的优势，将成为提升新型电力系统灵活调节能力的关键举措。
国家政策支持作为电力交易主体全面参与电力市场，为虚拟电厂发展加速创造了良好的市场环境。国家发展改革委、能源局在发布的新型储能、电力市场体系、电力现货市场、需求侧管理、新型电力系统等政策文件中，均明确支持虚拟电厂发展。自2015年《关于促进智能电网发展的指导意见》提出“依托虚拟电厂等重点领域的商业模式创新”后，国家相继发布的《关于推进“互联网+”智慧能源发展的指导意见》《电力辅助服务管理办法》《“十四五”现代能源体系规划》等文件都明确指出，要发挥虚拟电厂技术优势。
2023年国家发改委、能源局出台的《电力需求侧管理办法》，在对需求侧响应能力的量化目标进行加码的同时，强调将需求侧资源以虚拟电厂等方式纳入电力平衡、以负荷聚合商或虚拟电厂等形式参与需求响应。今年7月1日起实行的《电力市场运行基本规则》，正式明确了虚拟电厂的市场经营主体地位，意味着虚拟电厂正式成为电力交易主体，可全面参与电力市场。而虚拟电厂首批国家标准GB/T 44241-2024《虚拟电厂管理规范》也在今年8月正式发布，将于2025年2月1日起实施。未来政府将继续发挥引导作用，支持虚拟电厂的研发和推广应用。制定政策措施等也更趋于具有针对性、具体性和落实性。此外，在必要时加大对虚拟电厂的财政和税收优惠力度，降低企业投资风险和成本，也可能是未来政策制订的考虑方向。
随着国家大力支持虚拟电厂建设的方向逐渐明朗，省市级层面的虚拟电厂政策也陆续发布。其中上海、广东在新型储能、电动汽车充换电以及碳达峰等政策中多次明确提到“积极推进虚拟电厂建设”；多省市的《碳达峰实施方案》以及《能源发展“十四五”规划》，也从新型电力系统建设、需求侧响应等方面支持虚拟电厂发展。山西则发布《虚拟电厂建设与运营管理实施方案》专项政策，将虚拟电厂分为“负荷类”虚拟电厂和“源网荷储一体化”虚拟电厂两大类，分别从运营管理和并网运行两方面对省内虚拟电厂进行规范。
上海、浙江虚拟电厂试点建设及运营，将为高密度分布式新能源最大化消纳和提升电网平衡调节能力发挥有效支撑。随着国家及省市级配套政策文件出台，全国各地陆续开启虚拟电厂试点建设及运营。上海市是国内首批虚拟电厂建设运营示范区，国内首家开展需求响应试点，国内第二批现货试点单位，并于2021年5月实施了国内首次虚拟电厂智慧减碳。浙江省作为第一批电力现货试点省份，目前已建成全省分钟级、秒级双百万KW资源库和需求响应/辅助服务全业务平台，2020年实战响应129次。
在此基础上建设的上海超大城市级“网荷互动型”和浙江省级“源荷耦合型”两个虚拟电厂示范项目，是我国当前在建示范项目中的代表。其中，上海项目探索尝试涵容分布式电源容量400MW以上、可调资源容量1200 MW以上，以期降低城市最高峰值负荷250MW以上。浙江项目则涵容分布式电源容量大于600MW、可调资源容量大于1500MW，以期降低城市最高峰值负荷330MW以上。同时，二者均预期生成可观快速调频容量，兼具毫秒级快速调频指令响应时延、通信响应时延以及就地响应时延。项目建成后将充分发挥清洁能源高效就地消纳、有效提升电网平衡调节能力、为高弹性电网建设以及受端直流接纳能力提供有效支撑等潜力。
虚拟电厂的运营模式将向基于现货电能量市场，协调辅助服务市场的方向发展。当前已开展试运行的虚拟电厂，主要通过参与调峰辅助服务（包括削峰与填谷）获取收益。参与现货市场及调频、爬坡等其他辅助服务获取收益的案例则相对较少。
近年来，我国电力市场化改革提速，山西、山东、甘肃、广东等多个省市已开展电力现货市场整年度周期以上的不间断试运行，其他省份现货市场建设也在加快推进。现货市场在电力保供、新能源消纳、培育新型市场主体等方面展现了重要积极作用，是我国电力市场建设的重中之重。发展以现货市场为核心、以现货市场带动其他市场发展已成大势。虚拟电厂的运营模式也着力向基于现货电能量市场，协调辅助服务市场的方向进一步构思发展。
六、光储深度融合一体化发展渐成趋势；宁德时代跨界布局光伏新能源或将在更大范围推动光伏与储能的行业融合
光储融合对能源结构调整的驱动作用将释放出更大能量。近年来光储深度融合作为新能源领域的重要发展方向，正逐渐成为新型电力系统的重要组成部分。光储一体化不仅可以提高能源利用效率，还能增强电网的稳定性和可靠性，对实现能源转型和碳中和目标具有重要意义。
光储市场广阔，天合光能董事长高纪凡接受媒体采访和公开发言时就曾表示，从稳定供给角度看，光伏发电具有波动性，可通过“光伏+储能”组合驱动解决，光储融合将成为下一阶段新能源发展与实现碳中和的关键。宁德时代、华为数字能源、天合储能、协鑫集团等头部企业都在发力光储融合方向。事实上，叠加国家政策的支持、新能源汽车发展、分布式光伏配储、储能在电网作用的加强等多种因素的影响，光储融合对能源结构调整的驱动作用将释放出更大能量。
近期更传出，宁德时代正在洽谈收购光伏组件企业一道新能源，进军光伏领域。该消息后面虽有辟谣，但据有关消息，作为动力电池和储能电池的全球龙头企业，宁德时代实际上早在2022年便瞄准了光储充一体化市场，在最新一代光伏组件钙钛矿领域及早进行了研发布局。2022年5月，宁德时代在其2021年度业绩说明会上，董事长曾毓群表示，公司在钙钛矿光伏电池研究方面进展顺利，并正在搭建中试线。
目前，宁德时代钙钛矿电池研发已获多项专利授权，2024年7月，宁德时代又获得一项专利号为CN202211270125.7的发明专利授权——“碘化铅的制备方法、钙钛矿太阳能电池及用电装置”。其研发的钙钛矿/晶硅叠层电池光电转换效率达到33.9%，为行业第一。此次更传出要并购光伏企业，跨界光伏电池制造领域，或意图在最新一代钙钛矿太阳能电池产业化领域加速布局。
宁德时代跨界进入光伏产业新领域，展示了其在新能源制造领域引领发展的宏大愿景，对推动光储两大行业全面融合发展将发挥积极的促进作用。据有关介绍，宁德时代先前已明确提出“电化学储能+可再生能源发电”、“动力电池与新能源汽车”以及“电动化+智能化”三大战略发展方向。宁德时代跨界进入钙钛矿太阳能电池研发制造领域，它将继特斯拉、比亚迪之后，成为第三家在锂电池与光伏产业均有所建树的新能源行业巨头。若宁德时代成功进入光伏组件的制造环节，将具备同时制造储能系统核心部件（锂电池）和光伏系统核心部件的能力。从中也可看出，宁德时代并不满足于当 “全球锂电之王”，而是要发展成为“全球新能源产业之王”。此外，宁德时代近年来已在分布式光伏、风电等新能源项目运营领域加大投入，在补足光伏制造端产能后，有望成为跨产业链新能源领域的巨头。
文章来源：北极星储能网
