储能高质量发展考验电力市场交易能力

　　储能中国网获悉，4月10日，由中关村储能产业技术联盟、中国能源研究会、中国科学院工程热物理研究所主办的第十三届储能国际峰会暨展览会(ESIE　2025)在京举办。国家能源局能源节约和科技装备司副司长边广琦表示，将加快推进电力现货市场建设，完善辅助服务市场交易品种，配合有关部门研究完善新型储能价格机制，促进新型储能健康有序发展。

　　随着新能源装机不断跃升，如何构建新型电力系统，做好新能源消纳工作备受关注，而支撑高比例可再生能源系统的关键在于储能技术。“过去风光电快速发展是依托在常规能源发电基础之上，依靠常规能源发电补偿调节而运行的，这种模式不可持续。”中国产业发展促进会会长于彤认为，今后储能技术将是与风光发电技术同等重要的新能源技术。

　　在政策支持和市场需求下，我国新型储能保持快速发展态势，装机规模突破7000万千瓦。截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超过130%。平均储能时长2.3小时，较2023年底增加约0.2小时。新型储能调度运用水平持续提升，据电网企业统计，2024年新型储能等效利用小时数约1000小时，发挥了促进新能源开发消纳、顶峰保供及保障电力系统安全稳定运行功效，有力支撑新型电力系统建设。

　　装机规模增长的同时，上游制造业也面临一系列挑战。针对当前价格内卷的问题，远景高级副总裁、远景储能总裁田庆军表示，价格内卷不仅影响企业利润空间，更关乎储能行业可持续发展。中国新能源产业在全球具有显著优势，无论是光伏、风电还是储能领域，都处于领先地位。然而，当前国内市场存在的价格内卷现象，使得储能行业发展面临挑战。他呼吁行业应更加关注价格内卷问题，避免不理性竞争对行业健康度造成损害。

　　今年2月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《关于深化新能源上网电价市场化改革　促进新能源高质量发展的通知》，推动风电、太阳能发电等新能源上网电量全部进入电力市场，上网电价通过市场交易形成。这标志着我国新能源电价机制从“计划主导”向“市场主导”迈出关键一步。新政也将对新型储能发展产生重要影响。

　　对此，田庆军分析认为，新政的核心本质是产业链价值和社会价值的再分配。过去，新能源开发商在产业链中占据大部分利润。新政出台，旨在让新能源全面入市，使产业链各环节的价值回归合理水平。

　　田庆军指出，新政对储能行业的影响是多方面的。一则，今年储能市场处于过渡期，如6月1日之后不再要求强配储能，部分项目招标活跃度降低。但另一方面，储能通过参与电力市场交易，有望在未来找到自身角色和定位，实现真正盈利。尽管这一过程需要一定时间，但未来储能市场将更加注重产品质量和价值创造，而非单纯的价格竞争。

　　如何突破价格内卷?构网型储能与交易型储能的双轮驱动是重要方向。田庆军介绍，在技术创新方面，远景储能明确了未来的发展方向——围绕构网和交易两大核心价值进行产品研发。构网型储能能够实现电网的一部分功能，对于源网荷储项目和大型离网项目至关重要，如绿色数据中心、绿电制氢等领域。而交易型储能则通过智能化手段，实现高度智能的电力交易，摆脱对人工经验的依赖。

　　对于储能电站的盈利模式，田庆军指出，未来储能电站的盈利将更多依赖于电力市场的交易能力。可以肯定的是，具备更强软硬件能力的企业将在市场竞争中占据优势。

　　针对储能电芯和系统容量的未来发展，田庆军认为，降低成本和提高集成度是行业发展的必然趋势。即使在强制配储政策叫停后，电芯和系统容量的大型化仍将继续推进，以满足客户对低成本、高效率储能解决方案的需求。