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朱共山表示,根据国家要求,新型电力系统建设将在2027年前取得实效,这标志着三年内电力系统将实现初步转型。这一转型过程将为储能等新型能源提供巨大的发展机遇,涵盖电力供应支撑体系、新能源开发利用体系、储能规模化布局应用体系及电力系统智慧化运营体系等多个方面。他强调,新能源产业正逐步从装机主体转向发电主体,国家发布的《中国的能源转型》白皮书显示,过去十年新增清洁能源发电量占全社会用电量的一半以上,风光发电更是提前六年实现了2030年装机目标。
面对新能源入网比例提升带来的消纳难题,朱共山先生认为储能是解决之道。他提到,全国风光利用率的大幅下降和部分省份风光利用率降至90%的新红线,凸显了储能的紧迫性。分布式光伏和储能的结合,将是未来市场的重要发展方向。
朱共山强调,储能产业的发展与电力系统调节能力的提升密不可分。他提到,新型储能装机已超过3000万千瓦,并有望在未来几年内实现规模翻番。抽水蓄能作为目前全球最大的能量银行,到2030年装机容量将超过1.2亿千瓦。
朱共山指出,聚焦技术短板,突破技术挑战是推动新能源高质量发展的关键。当前储能已进入“后锂电”时代,火电调峰+抽水蓄能、新能源+长时储能逐步成为保障新型电力系统安全稳定运行的重中之重。但现有储能技术,尤其长时储能技术仍有不足,严重影响新能源产业的协同发展。由此,他提出,新型储能的下一个重要站点是构网型储能,构网型储能已成为国家重点支持发展的储能技术方向。
然而,深入探讨储能与新一代电力系统融合发展的前沿议题时,朱共山以其深刻的行业洞察,特别强调了储能与光伏发展的相似逻辑,并发出强烈呼吁:储能产业必须避免重蹈光伏产业起落交替的覆辙。他指出,当前储能产业所面临的一系列挑战,与光伏产业早期的发展经历有着惊人的相似性,这要求我们必须给予高度重视,并采取有效措施加以应对。
朱共山首先指出了储能产业现实与理想之间的显著差距。他透露,尽管全国电化学储能电站的平均利用率在过去一年中有所提升,从去年的34%增长至今年上半年的42%,但这一数字仍远低于设计充放电次数的一半。这意味着,大部分储能电站的实际运行效率远未达到预期,低质配建、低寿命值、低收益率的问题已成为制约产业发展的瓶颈,亟待通过技术创新和管理优化等手段加以改善。
紧接着,朱共山揭示了储能产业内卷加剧的现状。随着市场规模的迅速扩大,竞争日益激烈,产品价格持续走低,而企业利润却并未实现同步增长。跨界玩家的涌入更是加剧了市场的复杂性和不确定性,部分玩家因无法承受压力而选择退出。这种量增价降、增收不增利的现象,不仅考验着企业的生存能力,也对整个产业的健康发展构成了威胁。
此外,储能价格的一路下探也引起了行业的广泛关注。目前,电化学储能的价格已经降至每瓦时0.3元左右,这一价格优势虽然有利于储能技术的普及和推广,但过低的价格也可能导致企业难以维持正常运营和研发投入,进而影响产业的可持续发展。
针对上述问题,朱共山提出了几点具有前瞻性的建议。首先,要提升储能利用率,改善低质配建、低寿命值、低收益率的问题。其次,要改善行业内卷程度,推动市场机制完善,保障储能产业的健康发展。最后,要加快绿证交易市场的建设,通过市场机制引导储能资源的优化配置。
“归根结底还是要靠市场机制行稳致远。”朱共山认为,从今年上半年一系列政策密集出台加持储能产业发展可以看出,市场价格信号将引导储能资源优化配置。“容量电价+电量电价”将打开储能全新商业模式。
“未来即场景,场景孕育未来。”在朱共山看来,新型储能的“场景革新”让储能应用充满想象空间。不论是在寂寥的沙漠还是在人口稠密的城市,在算力加持下的储能产业正在由“强配驱动”逐步转向“经济性驱动”。同时,从全球视角来看,中欧美为主体的新兴市场加速崛起,也将有望为储能市场带来新的增长极。
“理性竞争,稳健出海,不卷价格,强化价值。”朱共山呼吁行业同仁与《新型电力系统蓝皮书》确定的储能之路“三步走”同频共振,一道团结协作,竞合共赢,实现行业向新而行。
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