如今的儲能行業正處于彼此詰難、相互爭鳴的春秋戰國時代。
內卷加速，大容量電芯、液冷技術、長時儲能快速崛起，當前的新型儲能尤其是電化學儲能已經進入了一個新的變革周期。
身處其中的行業人士或許能夠深刻體會到，企業和專家們時常也會就某種技術展開激烈的交鋒。這也說明各種技術路線的發展前景還存在巨大的不確定性，但有爭論才有發展，有質疑才會進步。
根據國家能源局數據，2023年國內新型儲能裝機實現了近3倍的增長，2024年能否繼續維持如此的高增長？行業上下要做好充分準備。
新的一年，新的畫卷正在徐徐展開。「儲能100人」為大家梳理了“2024年行業10大熱點技術動態”，供各位讀者參考。如有不當，請批評指正。
技術一 大電芯的終點在哪里
280Ah電芯的問世，開啟了鋰電儲能大電芯時代。而280Ah是從大客車借鑒而來，市場上仍舊缺乏真正的儲能電池。
2023年以來，各大廠商相繼發布300+Ah大電芯。涵蓋300、302、304、305、306、314、315、320、322、325、340、360、375、560、580、628、1130等多個型號，其中314Ah占比最高。
5月的SNEC展會上，蘭鈞新能源發布了國內首個314Ah儲能電芯。下半年尤其是寧德時代宣布量產314Ah電芯以來，很多廠商選擇了跟進。314Ah之所以成為主流，與國內的政策密不可分，314Ah恰好組成直流側5MWh電池子陣，超配量最少。
2023年年底，有媒體報道稱寧德時代正在啟動量產530Ah電芯。但根據「儲能100人」了解，寧德時代已經停止了530Ah電芯的開發，正在研究其它型號。
在業內人士看來，從280到314仍屬于微創新，并沒有質的變化。如果從300+再次升級，可能將達到磷酸鐵鋰的現有材料體系極限。下一代具體由哪個型號主導，要從電力到儲能系統來推導。
技術二 組串式、高壓級方案份額有望提升
2023年，儲能系統集成方案也開始多樣化，如組串式、高壓級聯等需求開始在央企集采需求中體現。
2023年3月，南網科技儲能集采中包含300MW/600MWh組串式方案，最終由珠海科創儲能、奇點能源中標。
華能集團2023-2024年儲能系統集采中,明確提出采購1.5GWh的分散式、組串式儲能系統。這是五大電力央企首次在集采中提出組串式采購需求。中標人為湖北億緯動力有限公司和中國華能集團清潔能源技術研究院有限公司。
2023年年底，國家能源集團青海公司和國家電投黃河水電公司在部分招標中分別針對高壓級聯方案進行單獨采購。
組串式、高壓級聯方案市場份額開始攀升，與國內的市場大環境息息相關。從新能源強配轉向共享儲能和獨立儲能，業主開始關注儲能系統全生命周期的度電成本，系統效率更高的組串式和高壓級聯方案開始受到更多的關注。
技術三 臺區儲能發展有望提速
2023年分布式光伏裝機形勢一片大好，新增裝機容量創下歷史新高，達到約96GW。與此同時，備案難的問題卻愈演愈烈，消納容量告急的“紅區”也越來越多。
浙江金華和諸暨、江蘇昆山和蘇州、山東棗莊及河北、河南等地陸續要求新增的分布式光伏配置一定比例的儲能。
按15%/2h的配儲比例，分布式光伏單瓦成本增加0.4-0.5元，若缺乏有效的盈利模式做支撐，當前應用并不樂觀。
業內認為，相比分布式光伏配儲，在高滲透分布式光伏接入的配網臺區配置儲能系統是更為合適的選擇。
山東省太陽能行業協會常務副會長兼秘書長張曉斌認為，分布式臺區配儲模式之所以不需要新能源企業承擔相關的成本，核心就是通過成本轉移，削減終端開發的業務費來投資儲能。
更重要的是，多臺區配儲還可實現云儲聚合，這是將大量分布式儲能通過聚合商搭建的云平臺，聚合為“云儲能”，接入電網調度系統。
技術四 預鋰技術大規模商業化還需多久
目前，風電、光伏都能做到25年的壽命，儲能在生命周期中至少需要換一次儲能電池，大大增加了系統成本。
“光儲同壽”是行業共同追求的目標，目前業界常用的磷酸鐵鋰電池的能量密度已近極限，常規化學體系無法滿足，預鋰化技術作為上述需求的高效解決方案，受到越來越多的關注。
目前預鋰技術主要包括負極化學預鋰化、負極電化學預鋰化、負極物理接觸預鋰化及正極添加劑預鋰化，其中正極預鋰化環境要求低，直接使用常規勻漿工藝即可實現活性鋰補充，是目前最具應用前景的預鋰化技術。
寧德時代首席科學家吳凱表示，對于LFP電池，在不太增加成本的前提下，其壽命可以提升到8000次左右。而如果要滿足20年超過12000次壽命的話，就要增加比較大的成本。
鋰電池的各項性能的突破以及更低的成本是業內人士的不斷追求，預鋰技術無疑成為一個新的戰場，而其是否會打開磷酸鐵鋰材料的第二成長曲線？誰又能從這場角逐中勝出，讓我們拭目以待。
技術五 光儲直柔能否加速放量
在“雙碳”目標指引下，未來的電力系統將轉型成為以可再生能源為主體的零碳電力系統。
“光儲直柔”建筑配電系統可有效解決電力系統零碳化轉型的兩個關鍵問題，即增加光伏建筑一體化（BIPV）的裝機容量和有效消納波動的可再生能源發電量。
光儲直柔是包含光伏、儲能、直流配電和柔性交互四項技術的簡稱，最早由清華大學江億院士主導提出。
國務院發布的《2030年前碳達峰行動方案》明確指出，要提高建筑終端電氣化水平，建設集光伏發電、儲能、直流配電、柔性用電于一體的“光儲直柔”建筑。該《方案》的印發，將“光儲直柔”技術帶到了聚光燈下。
不過，目前“光儲直柔”系統在建筑領域進行集成應用仍處于探索研究階段，大規模推廣應用仍面臨困難與挑戰。
一方面，缺少光儲直柔減碳的定量評估、無法核算為電網調節的貢獻。另一方面，有關的標準體系不夠健全，產品標準、設計標準、運行標準、評價標準成為行業發展瓶頸。
從2023年開始，光儲直柔開始告別示范應用階段，正式進入工程應用階段。據直流建筑聯盟發布的《直流建筑發展路線圖2020-2030》預測，到2030年“光儲直柔”相關產業年產值將達到7000億元，預計帶動3.6萬億新興產業發展。
技術六 長時儲能誰能勝出
業界普遍認為，長時儲能是持續放電時間大于4小時的儲能技術。
目前長時儲能技術主要包括液流電池（全釩液流電池、鋅基液流電池、鐵基液流電池）、壓縮空氣、熔巖儲熱、氫儲能等。
2023年以來，液流電池開始“升溫”。2023上半年液流電池這個細分賽道的融資總額已超過2022年長時儲能賽道的總融資。并且在央企中核匯能、國家電投的集采中，液流電池的采購規模都在GWh級別。
除了液流電池，壓縮空氣正在異軍突起，在國家能源局官網發布新型儲能試點示范項目名單中，壓縮空氣占比最高。
在長時儲能巨大需求下，如今作為主流儲能路線的鋰電池儲能路線，其“一家獨大”的市場地位或面臨挑戰。
目前已有不少鋰電企業開始布局500Ah+的更大容量的儲能電池，瞄準的正是未來的長時儲能市場。
在這個漫長賽道上，液流電池、壓縮空氣等新型儲能技術都在積蓄力量，究竟誰將成為最終的王者，目前還很難判斷。
技術七 AI數字化“錢景”如何
AI大模型將重塑千行百業。當儲能技術與人工智能相遇，一場能源革命即將來臨。
2023年儲能企業也開始擁抱AI大模型，有多家儲能企業發布了集成AI大模型的儲能產品。
2023年4月下旬，我國首個大規模抽水蓄能人工智能數據分析平臺—南方電網抽水蓄能人工智能數據分析平臺XS-1000D投入運行。
在新型儲能領域，陽光電源、華為、遠景能源、樂創能源等將AI分別應用于安全預警、電力交易等環節。
數字化和AI確實為儲能打開了更多可能性。相比傳統AI算法，大模型的區別在于通過海量參數，進一步提升了模型的精確度，將持續推動產品和系統的智能化與降本增效。
2023年3月28日，國家能源局發布《關于加快推進能源數字化智能化發展的若干意見》，明確指出，重點推進在智能電廠、新能源及儲能并網、輸電線路智能巡檢及災害監測、虛擬電廠等十七個場景組織試點示范工程，圍繞重點領域、關鍵環節、共性需求。而筆者認為，以上環節在 AI 技術應用與落地方面有望得到率先驗證。
技術八 鉛碳儲能何去何從
沉寂已久的鉛碳儲能在2023年有了回暖的跡象。國內儲能市場各類型項目招投標中，鉛碳電池身影也頻頻出現。
2023年3月，國家電投煤山用戶側共享儲能項目Ⅰ期工程EPC總承包公開招標，建設規模達5.04MW/48.66MWh，為鉛碳電池儲能電站；同年6月，吉洋綠儲200MW/400MWh共享儲能電站項目和中衛市塞上江南200MW/400MWh共享儲能示范項目發布了中標候選人公示，兩個項目均采用鉛碳電池技術路線......
鉛碳電池業界并不陌生，之前主打鉛碳儲能的是南都電源，憑借用戶側儲能“投資+運營”的模式，南都電源在2017、2018連續兩年儲能裝機位居國內第一。
但從2019年開始，南都電源將重心轉向了鋰電，剝離民用鉛酸業務，實現順利轉型。作為早期中國儲能的出海企業，南都電源已有所斬獲。
有儲能從業者這樣形容，“就如在移動電話尚未普及之前，鉛炭有點像BP機，其實只是一個過渡產品，終究將被替代。”
從鉛碳儲能的玩家來看，主要是從事鉛酸電池背景的廠家，目前，主流的系統集成商均未采用鉛碳電池方案。
鉛碳電池是“回春”還是“詐尸”？相信時間會很快給出答案。
技術九 碳化硅替代IGBT面臨哪些挑戰
近兩年，包括汽車、太陽能、儲能等應用領域紛紛加大碳化硅應用，鑒于SiC材料的優越特性，行業客戶對SiC發展前景充滿信心，全球主要的SiC廠商如英飛凌、ST和安森美等都在大舉擴產建能。
碳化硅器件具備耐高壓、耐高溫、體積小、響應速度快等特點，使得PCS在額定功率工況下，平均效率和模塊功率密度能夠持續提升。
2023年，盛弘電氣率先發布了基于碳化硅技術的125KW工商業儲能PCS，是PCS領域的一大突破。
據了解，從全生命周期的角度來看，碳化硅的應用具有較高的性價比，單價成本雖然會上升，但系統成本將會大幅下降。
不過，短期內的成本提升并不能忽略。碳化硅制備過程中一次性價格高昂耗材占比過重、制備工藝實現條件難度大、制備污染處理費用高以及晶體微管密度高等等原因是導致碳化硅成本高昂的重要原因。
技術十 高電壓持續演進
在光伏行業，2015年伊始，1500V電壓在國內開始普及，2020年，光伏系統已基本實現了從1000V到1500V的全部切換。
1500V高壓器件在光伏行業的大范圍應用，使得直流高壓器件已經大幅降低，這為儲能直流1500V系統成本的降低奠定了器件基礎。
目前，1500V大儲機型成為行業標配，之前的1000V方案基本已經被取代。
2023年，華能陜西光伏項目采用了陽光電源最新研發的直流2000V高壓逆變器，標志著光伏系統成功從1500V進階至2000V。
同樣在去年，新銳儲能PCS廠商京清數電推出了2000V儲能變流器，這表明行業在電壓水平方面的發展已經向更高水平邁進。從PCS的應用角度來看，高電壓PCS也意味著成本更低，給用戶帶來更好的體驗和成本優化。
內卷加速，大容量電芯、液冷技術、長時儲能快速崛起，當前的新型儲能尤其是電化學儲能已經進入了一個新的變革周期。
身處其中的行業人士或許能夠深刻體會到，企業和專家們時常也會就某種技術展開激烈的交鋒。這也說明各種技術路線的發展前景還存在巨大的不確定性，但有爭論才有發展，有質疑才會進步。
根據國家能源局數據，2023年國內新型儲能裝機實現了近3倍的增長，2024年能否繼續維持如此的高增長？行業上下要做好充分準備。
新的一年，新的畫卷正在徐徐展開。「儲能100人」為大家梳理了“2024年行業10大熱點技術動態”，供各位讀者參考。如有不當，請批評指正。
技術一 大電芯的終點在哪里
280Ah電芯的問世，開啟了鋰電儲能大電芯時代。而280Ah是從大客車借鑒而來，市場上仍舊缺乏真正的儲能電池。
2023年以來，各大廠商相繼發布300+Ah大電芯。涵蓋300、302、304、305、306、314、315、320、322、325、340、360、375、560、580、628、1130等多個型號，其中314Ah占比最高。
5月的SNEC展會上，蘭鈞新能源發布了國內首個314Ah儲能電芯。下半年尤其是寧德時代宣布量產314Ah電芯以來，很多廠商選擇了跟進。314Ah之所以成為主流，與國內的政策密不可分，314Ah恰好組成直流側5MWh電池子陣，超配量最少。
2023年年底，有媒體報道稱寧德時代正在啟動量產530Ah電芯。但根據「儲能100人」了解，寧德時代已經停止了530Ah電芯的開發，正在研究其它型號。
在業內人士看來，從280到314仍屬于微創新，并沒有質的變化。如果從300+再次升級，可能將達到磷酸鐵鋰的現有材料體系極限。下一代具體由哪個型號主導，要從電力到儲能系統來推導。
技術二 組串式、高壓級方案份額有望提升
2023年，儲能系統集成方案也開始多樣化，如組串式、高壓級聯等需求開始在央企集采需求中體現。
2023年3月，南網科技儲能集采中包含300MW/600MWh組串式方案，最終由珠海科創儲能、奇點能源中標。
華能集團2023-2024年儲能系統集采中,明確提出采購1.5GWh的分散式、組串式儲能系統。這是五大電力央企首次在集采中提出組串式采購需求。中標人為湖北億緯動力有限公司和中國華能集團清潔能源技術研究院有限公司。
2023年年底，國家能源集團青海公司和國家電投黃河水電公司在部分招標中分別針對高壓級聯方案進行單獨采購。
組串式、高壓級聯方案市場份額開始攀升，與國內的市場大環境息息相關。從新能源強配轉向共享儲能和獨立儲能，業主開始關注儲能系統全生命周期的度電成本，系統效率更高的組串式和高壓級聯方案開始受到更多的關注。
技術三 臺區儲能發展有望提速
2023年分布式光伏裝機形勢一片大好，新增裝機容量創下歷史新高，達到約96GW。與此同時，備案難的問題卻愈演愈烈，消納容量告急的“紅區”也越來越多。
浙江金華和諸暨、江蘇昆山和蘇州、山東棗莊及河北、河南等地陸續要求新增的分布式光伏配置一定比例的儲能。
按15%/2h的配儲比例，分布式光伏單瓦成本增加0.4-0.5元，若缺乏有效的盈利模式做支撐，當前應用并不樂觀。
業內認為，相比分布式光伏配儲，在高滲透分布式光伏接入的配網臺區配置儲能系統是更為合適的選擇。
山東省太陽能行業協會常務副會長兼秘書長張曉斌認為，分布式臺區配儲模式之所以不需要新能源企業承擔相關的成本，核心就是通過成本轉移，削減終端開發的業務費來投資儲能。
更重要的是，多臺區配儲還可實現云儲聚合，這是將大量分布式儲能通過聚合商搭建的云平臺，聚合為“云儲能”，接入電網調度系統。
技術四 預鋰技術大規模商業化還需多久
目前，風電、光伏都能做到25年的壽命，儲能在生命周期中至少需要換一次儲能電池，大大增加了系統成本。
“光儲同壽”是行業共同追求的目標，目前業界常用的磷酸鐵鋰電池的能量密度已近極限，常規化學體系無法滿足，預鋰化技術作為上述需求的高效解決方案，受到越來越多的關注。
目前預鋰技術主要包括負極化學預鋰化、負極電化學預鋰化、負極物理接觸預鋰化及正極添加劑預鋰化，其中正極預鋰化環境要求低，直接使用常規勻漿工藝即可實現活性鋰補充，是目前最具應用前景的預鋰化技術。
寧德時代首席科學家吳凱表示，對于LFP電池，在不太增加成本的前提下，其壽命可以提升到8000次左右。而如果要滿足20年超過12000次壽命的話，就要增加比較大的成本。
鋰電池的各項性能的突破以及更低的成本是業內人士的不斷追求，預鋰技術無疑成為一個新的戰場，而其是否會打開磷酸鐵鋰材料的第二成長曲線？誰又能從這場角逐中勝出，讓我們拭目以待。
技術五 光儲直柔能否加速放量
在“雙碳”目標指引下，未來的電力系統將轉型成為以可再生能源為主體的零碳電力系統。
“光儲直柔”建筑配電系統可有效解決電力系統零碳化轉型的兩個關鍵問題，即增加光伏建筑一體化（BIPV）的裝機容量和有效消納波動的可再生能源發電量。
光儲直柔是包含光伏、儲能、直流配電和柔性交互四項技術的簡稱，最早由清華大學江億院士主導提出。
國務院發布的《2030年前碳達峰行動方案》明確指出，要提高建筑終端電氣化水平，建設集光伏發電、儲能、直流配電、柔性用電于一體的“光儲直柔”建筑。該《方案》的印發，將“光儲直柔”技術帶到了聚光燈下。
不過，目前“光儲直柔”系統在建筑領域進行集成應用仍處于探索研究階段，大規模推廣應用仍面臨困難與挑戰。
一方面，缺少光儲直柔減碳的定量評估、無法核算為電網調節的貢獻。另一方面，有關的標準體系不夠健全，產品標準、設計標準、運行標準、評價標準成為行業發展瓶頸。
從2023年開始，光儲直柔開始告別示范應用階段，正式進入工程應用階段。據直流建筑聯盟發布的《直流建筑發展路線圖2020-2030》預測，到2030年“光儲直柔”相關產業年產值將達到7000億元，預計帶動3.6萬億新興產業發展。
技術六 長時儲能誰能勝出
業界普遍認為，長時儲能是持續放電時間大于4小時的儲能技術。
目前長時儲能技術主要包括液流電池（全釩液流電池、鋅基液流電池、鐵基液流電池）、壓縮空氣、熔巖儲熱、氫儲能等。
2023年以來，液流電池開始“升溫”。2023上半年液流電池這個細分賽道的融資總額已超過2022年長時儲能賽道的總融資。并且在央企中核匯能、國家電投的集采中，液流電池的采購規模都在GWh級別。
除了液流電池，壓縮空氣正在異軍突起，在國家能源局官網發布新型儲能試點示范項目名單中，壓縮空氣占比最高。
在長時儲能巨大需求下，如今作為主流儲能路線的鋰電池儲能路線，其“一家獨大”的市場地位或面臨挑戰。
目前已有不少鋰電企業開始布局500Ah+的更大容量的儲能電池，瞄準的正是未來的長時儲能市場。
在這個漫長賽道上，液流電池、壓縮空氣等新型儲能技術都在積蓄力量，究竟誰將成為最終的王者，目前還很難判斷。
技術七 AI數字化“錢景”如何
AI大模型將重塑千行百業。當儲能技術與人工智能相遇，一場能源革命即將來臨。
2023年儲能企業也開始擁抱AI大模型，有多家儲能企業發布了集成AI大模型的儲能產品。
2023年4月下旬，我國首個大規模抽水蓄能人工智能數據分析平臺—南方電網抽水蓄能人工智能數據分析平臺XS-1000D投入運行。
在新型儲能領域，陽光電源、華為、遠景能源、樂創能源等將AI分別應用于安全預警、電力交易等環節。
數字化和AI確實為儲能打開了更多可能性。相比傳統AI算法，大模型的區別在于通過海量參數，進一步提升了模型的精確度，將持續推動產品和系統的智能化與降本增效。
2023年3月28日，國家能源局發布《關于加快推進能源數字化智能化發展的若干意見》，明確指出，重點推進在智能電廠、新能源及儲能并網、輸電線路智能巡檢及災害監測、虛擬電廠等十七個場景組織試點示范工程，圍繞重點領域、關鍵環節、共性需求。而筆者認為，以上環節在 AI 技術應用與落地方面有望得到率先驗證。
技術八 鉛碳儲能何去何從
沉寂已久的鉛碳儲能在2023年有了回暖的跡象。國內儲能市場各類型項目招投標中，鉛碳電池身影也頻頻出現。
2023年3月，國家電投煤山用戶側共享儲能項目Ⅰ期工程EPC總承包公開招標，建設規模達5.04MW/48.66MWh，為鉛碳電池儲能電站；同年6月，吉洋綠儲200MW/400MWh共享儲能電站項目和中衛市塞上江南200MW/400MWh共享儲能示范項目發布了中標候選人公示，兩個項目均采用鉛碳電池技術路線......
鉛碳電池業界并不陌生，之前主打鉛碳儲能的是南都電源，憑借用戶側儲能“投資+運營”的模式，南都電源在2017、2018連續兩年儲能裝機位居國內第一。
但從2019年開始，南都電源將重心轉向了鋰電，剝離民用鉛酸業務，實現順利轉型。作為早期中國儲能的出海企業，南都電源已有所斬獲。
有儲能從業者這樣形容，“就如在移動電話尚未普及之前，鉛炭有點像BP機，其實只是一個過渡產品，終究將被替代。”
從鉛碳儲能的玩家來看，主要是從事鉛酸電池背景的廠家，目前，主流的系統集成商均未采用鉛碳電池方案。
鉛碳電池是“回春”還是“詐尸”？相信時間會很快給出答案。
技術九 碳化硅替代IGBT面臨哪些挑戰
近兩年，包括汽車、太陽能、儲能等應用領域紛紛加大碳化硅應用，鑒于SiC材料的優越特性，行業客戶對SiC發展前景充滿信心，全球主要的SiC廠商如英飛凌、ST和安森美等都在大舉擴產建能。
碳化硅器件具備耐高壓、耐高溫、體積小、響應速度快等特點，使得PCS在額定功率工況下，平均效率和模塊功率密度能夠持續提升。
2023年，盛弘電氣率先發布了基于碳化硅技術的125KW工商業儲能PCS，是PCS領域的一大突破。
據了解，從全生命周期的角度來看，碳化硅的應用具有較高的性價比，單價成本雖然會上升，但系統成本將會大幅下降。
不過，短期內的成本提升并不能忽略。碳化硅制備過程中一次性價格高昂耗材占比過重、制備工藝實現條件難度大、制備污染處理費用高以及晶體微管密度高等等原因是導致碳化硅成本高昂的重要原因。
技術十 高電壓持續演進
在光伏行業，2015年伊始，1500V電壓在國內開始普及，2020年，光伏系統已基本實現了從1000V到1500V的全部切換。
1500V高壓器件在光伏行業的大范圍應用，使得直流高壓器件已經大幅降低，這為儲能直流1500V系統成本的降低奠定了器件基礎。
目前，1500V大儲機型成為行業標配，之前的1000V方案基本已經被取代。
2023年，華能陜西光伏項目采用了陽光電源最新研發的直流2000V高壓逆變器，標志著光伏系統成功從1500V進階至2000V。
同樣在去年，新銳儲能PCS廠商京清數電推出了2000V儲能變流器，這表明行業在電壓水平方面的發展已經向更高水平邁進。從PCS的應用角度來看，高電壓PCS也意味著成本更低，給用戶帶來更好的體驗和成本優化。
