一线调研：跳出硬件堆叠误区 储能行业换挡升级

来源：中国证券报

　　新型储能作为新型电力系统的核心调节支撑，产业发展正处在关键转折期。中国证券报记者近日走访多家储能企业，并参与行业技术交流活动。在调研中，记者了解到，当前储能行业告别粗放式扩容增长，技术竞争从单一硬件升级转向系统全域优化。以宁德时代为代表的产业链企业提出，好电芯是起点，其与软硬件协同、系统极简设计共同构成储能可靠运行的关键。与此同时，光储协同深化过程中，收益机制不完善、区域发展不均、运营模式滞后等痛点持续凸显。目前，行业已形成多方共识，储能产业正告别“重建设、重规模”的粗放发展模式，迈向技术提质、机制完善、生态协同的精细化高质量发展新阶段。

　　●　本报记者　刘杨

　　技术迭代换挡：

　　摒弃硬件堆叠　系统协同成核心竞争力

　　行业已形成共识，优质电芯仅是储能产品的基础起点，整套软硬件协同设计、系统一体化优化，才能够充分释放电芯性能，保障系统可靠运行。中国证券报记者近日走进宁德时代，宁德时代储能技术中心主任吴殿峰向记者表示，单纯追求电芯、储能柜大型化的机械堆叠模式，并非理性的技术升级方向。

　　这一理念集中体现在宁德时代天恒储能系统上。“天恒储能系统以电芯为根基，把电池管理、能量调度、热管理、功率转换与电网交互进行统一设计，打通储能直流侧与交流侧软件系统，推动BMS（电池管理系统）、EMS（能量管理系统）、TMS（热管理系统）及交流侧控制能力深度协同，将电芯优势转化为整站运行效率、可靠性与长期资产价值。”吴殿峰告诉记者，按照规划，这套系统后续还将与场站级控制系统进一步融合，实现能量优化与快速功率响应，强化储能电站与电网的互动能力。

　　“一个储能系统从3MW扩容至5MW、6MW阶段降本效果显著，但若一味扩张到7MW甚至10MW，设备端带来的边际收益增幅可能仅1%左右，土地、运输、吊装等配套成本上升，甚至会抵消设备降本成果，大容量带来的安全风险同样不容忽视。”宁德时代国内储能解决方案CTO林久标举例分析，储能电站从MWh级别迈向GWh级别，280Ah、314Ah大容量电芯普及带来降本红利，但电芯容量继续增大，降本边际效应将会持续减弱。“电芯更大、储能柜更大，但部件并没有减少。”吴殿峰直言行业不应一味求大。

　　研发端，储能已经告别单一指标导向。吴殿峰对记者表示，宁德时代采用多目标寻优模型，兼顾成本、往返效率、电池健康状态多个维度，寻找产品研发的“甜蜜点”，输出综合性能最优方案。而从技术方案走向落地产品，实证测试必不可少。厦门实证储能科技研究院院长陈小波告诉记者，储能验证需要从部件级升级到全尺寸、整站级，通过实验室可控极端工况与现场实测互补，把风险识别、整改前移到设备交付之前。

　　产业发展卡点：

　　收益机制受限　光储融合遇现实瓶颈

　　在政策赋能与市场驱动下，我国光储产业稳居全球领先地位。根据国家能源局数据，截至7月底，全国光伏发电装机总容量达12.86亿千瓦，首次超过煤电（12.85亿千瓦），占全国发电总装机的31.5%。我国可再生能源已经确立装机主体地位，正朝着电量主体方向加速演进。但高速发展背后，多重结构性卡点制约产业提质增效，其中市场化收益难题成为行业最大发展桎梏。随着新能源全面进入市场化交易阶段，储能行业正告别粗放扩张红利期，“重建设、轻运营”的旧发展模式已然行不通。

　　记者调研了解到，当前储能行业收益渠道高度集中，主要依靠峰谷价差、调频辅助服务、容量电价三类模式，不仅收益天花板明显，还受市场规则调整影响，盈利稳定性不足。同时，行业区域发展差异显著，各省容量电价、峰荷时长、调频市场开放程度各不相同。“储能项目无法标准化复制，需结合区域电网节点单独测算，大幅增加了项目投资的不确定性。”天合储能总裁杨豹告诉记者。

　　与此同时，光储协同发展的适配性问题持续凸显。记者从业内了解到，过去新能源配储多为合规性要求，与电网实际运行需求脱节，随着储能装机高速增长，部分项目出现利用率偏低、投资回报下滑、资产价值不稳定等问题。此外，行业低价竞争现象普遍，多数企业聚焦装机规模与出货量排名，忽视技术创新、产品质量与长期运营能力，进一步加剧了产业低端内卷，阻碍光储体系价值全面释放。业内人士提出，“光伏+储能+交易”模式正在形成新的竞争能力，光储融合已经从企业的“选择题”变成“必答题”。

　　转型破局路径：

　　机制技术双升级　构建光储协同新生态

　　记者在调研中感受到，面对行业暴露的多重现实痛点，监管部门、科研机构以及产业链上下游企业已形成清晰共识：储能产业需立足可再生能源“电量主体”发展目标，从市场机制、技术协同、产业生态三大维度精准破局，推动行业从规模扩张向质效提升全面转型。

　　市场机制层面，行业加速从“重建设”向“重运营”转型。走访过程中，不少储能企业负责人向记者坦言，当前收益渠道受限仍是制约项目投资的最大现实障碍。业内提出需进一步完善储能价值定价体系，健全电能量、辅助服务、容量、绿电四大价值变现机制，优化成本分摊规则，落实“谁受益谁分摊、谁造成谁承担”原则，贴合高比例新能源电力系统特征优化市场交易规则，缩小区域政策差异，稳定项目投资收益。“光储电站建设是入场券，运营才是胜负手。光储电站只有算得准、调得好，才能转得稳。”杨豹称。

　　技术应用层面，全域一体化协同成为核心抓手。记者调研发现，过去行业一味追求大容量、大机柜的建设思路正在发生转变，因地制宜的精细化配储理念逐步成为企业技术选型的重要准则。行业摒弃盲目扩容思维，坚持因地制宜、按需精准配储。持续深化光储一体化运营，推进光伏与储能一体化报量报价、一体化调度，依托EMS系统、人工智能算法优化联合运行策略，提升新能源可控性与电网适配性。同时，应持续攻关前沿技术，拓展算电协同、零碳园区等新兴应用场景，迭代升级储能系统，强化电网快速响应与安全支撑能力。

　　产业生态层面，行业开启良性有序发展新模式。多家受访企业向记者表示，低价内卷、片面追逐出货量的旧竞争模式难以为继，产业亟待重塑竞争逻辑。目前，监管部门正引导行业摒弃低价内卷、盲目扩张乱象，将发展重心转向打造技术、质量、品牌等核心竞争力。记者调研了解到，光储产业链企业正逐步实现专业化分工、协同化发展，光储融合不等于企业全链条通吃，企业更应立足自身优势精准布局。“光储企业应通过试点验证、有序扩产来保障经营质量，重视现金流、高毛利率订单与长期运营业务占比，不单纯追逐出货量排名，由此构建分工明确、优势互补、提质增效的光储产业新生态，全面支撑新型电力系统建设。”中国电建集团智信能源科技有限公司副总经理张宪平称。

　　（责任编辑：王婉莹）