储能产业的高速发展对支撑新能源消纳，提升电力系统灵活调节能力，构建新型能源系统具有重大意义。近年来，得益于政策释放、技术进步和风电、光伏装机量的快速增加，作为新能源的增值产业，我国储能产业发展已超越美国成为全球第一大储能市场和储能产品供应国家。不过也要看到，我国储能产业发展还面临着结构性产能过剩、有效利用率不高、成本高企等诸多问题。对此，应把握新一轮储能发展机遇期，强化政策优化设计，增强产业技术和商业创新，推动储能产业高质量发展。

(一)产能扩张迅速，结构性产能过剩问题凸显

我国经济高速发展，储能市场前景广阔，储能成为各地政府发展经济新动能重要抓手，政策频度和力度持续加力。在政策的推动下，众多企业纷纷进入储能产业各个环节，产业投资加速增长，掀起全产业链扩产大潮，储能装机规模倍数增长，尤其是新型储能。据中关村储能产业技术联盟最新披露的行业统计数据，2022年我国新型储能新增装机规模达7.5吉瓦/16吉瓦时，功率规模同比增长2倍，能量规模同比增长2.8倍。2023年新增装机规模达21.5吉瓦/47吉瓦时，3倍于2022年水平，连续3年每年新增装机超过前期累计装机规模。全国约有27个省区市规划了“十四五”时期新型储能装机目标，总规模约85吉瓦，超过国家之前规划的两倍。随着储能行业爆发式增长和投产扩张，面对目前有限的储能市场应用规模，也带来了行业内结构性产能过剩、储能产品低纬度竞争等问题。部分企业不得不牺牲短期盈利、打价格战、做亏本买卖，参与市场竞争。

(二)部分项目“建而不用”，新能源配建储能实际利用率不高

尽管行业扩产积极，但受市场环境变化、市场机制不完善，行业标准缺失等影响，部分储能项目盈利水平不高，再加上调度部门青睐规模大的抽水蓄能，“嫌弃”其它新型储能规模小、“不愿调”，导致存在“备而不建、建而不用”问题，一些企业斥巨资投建的产能面临闲置状态。另一方面，目前全国已有28个省区市出台10—20%新能源强制配储政策，强制配储占电源侧储能比重超过80%。但从实际运行数据看，由于主动支撑等能力不足、收益模式不明确，新能源强制配储平均利用率低。据统计，2022年新能源侧配置储能日均充放电次数仅为0.22次。另据中电联发布的调研报告显示，新能源强制配储在弃电期间至多一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况，所调研电化学储能项目平均等效利用系数为12%左右，而新能源强制配储项目等效利用系数仅为6%，远低于火电厂配储能的15%，电网储能的14.8%以及用户侧储能的28.3%。

(三)运营模式和市场机制尚不完善

储能产业持续健康、高质量发展的关键不在于其时长和规模，而在于是否建立起一个市场化成本疏导机制和成熟的商业运营模式。首先，相较于美国等国家，我国储能项目收益来源有限且存在一定的不确定性。尽管国家出台了诸多政策和文件均强调储能参与电力市场，可通过容量租赁、现货市场、辅助服务市场和容量补偿等方式获得收益，但由于我国电力市场以计划调度和双边协商为主，市场化程度相对较低，大多省份上述收益不能同时获得。例如，独立储能电站的上网电价、充电电价未有明确定位;辅助服务市场品种单一;储能容量电价政策尚未出台等。在内蒙、宁夏、新疆等新能源装机大省，电力市场化改革相对滞后，市场化收益有限，收益水平普遍偏低。而在山东、山西等电力市场化改革较好的区域，储能项目收益仍受辅助服务市场容量尚小、现货价格波幅限制、租赁期限短，租赁周期不理想等因素制约。其次，成本疏导机制尚未建立，项目盈亏平衡难以保证。一方面，我国储能尚未实现规模化应用，技术成本较高。再加上储能项目开发、土地、接入、并网验收、融资等非技术成本，导致储能成本居高不下。另一方面，我国电力现货市场仍然以发电侧单边交易为主，储能成本还不能通过输配电价疏导至用户侧，成本多由发电侧单一主体“买单”，不利于激励各类经营主体优化配置储能资源，引导社会资本积极参与储能建设。

(四)储能企业国际化发展面临贸易保护主义的挑战

我国储能产业凭借技术、成本以及产业链优势，目前已成为引领全球的优势战略产业。在国内产能扩张过速、市场竞争博弈加剧、商业模式尚需改善的背景下，很多储能企业选择市场盈利模式更为明晰，利润率更高的海外市场，通过出口产品、与国外企业合作甚至海外建厂的方式向国际化发展。但由于当前国际环境日趋错综复杂，储能行业面临“贸易保护”“产品本地化要求”等方面的挑战。例如，为争夺储能这一战略制高点，实现产业链本土化，美国、欧盟通过《通胀削减法案》、“碳关税”等政策设定贸易壁垒和政策壁垒，抢占电池材料、电池产品等方面国际标准话语权，一定程度上削弱我国储能产品国际竞争力，挤压我国储能产业国际市场空间。

(五)长时储能战略布局落后于英美，技术发展亟待突破

随着光能、风能占比逐渐上升，其发电的间歇性对电网影响将越来越大，要解决这个问题，光靠建造更多输电网络远远不够，必须依靠不同时长的规模化、高安全性储能技术，尤其是大容量、长时间、跨季节调节的长时储能技术。它不仅能在更长时间维度上调节新能源发电波动，还能在极端天气下保障电力供应，降低社会用电成本。为解决长时储能部署障碍，加大投资力度，美国在2021年提出10年内将电网规模10小时以上长时储能成本降低90%的战略目标;2023年3月提出净零情景下2050年需部署225—460吉瓦长时储能。英国也提出了面向长时储能技术的投资激励计划，2024年1月提出在2030—2050年部署20吉瓦长时储能技术。相对美英等国，我国目前还未有专门出台针对长时储能战略布局和激励计划。此外，我国长时储能技术发展相对滞后，规模化和产能扩大面临瓶颈，目前建设的绝大多数长时储能满足要求的仅仅有极少数的熔盐热储能光热电站，几个少量的压缩空气储能以及部分液流电池储能等示范项目。

储能行业未来10年内大有可为，我们金武士ups电源厂家作为储能产业链中的局部产品供应商，可以组建技术团队以集成的模式进入储能行业，这既可以扩大我们主要产品ups电源、电池及逆变器的直接销售，也可以提升我们企业的综合技术研发服务能力，总体提升企业的综合竞争力。