何谓大型电力储能？顾名思义是指功率和容量较大的储能。根据国标《电化学储能电站设计规范》，大型储能电站定义为功率30MW且容量30MWh及以上的储能电站。

　　电力储能主要是应用于发电侧、电网侧和工商业侧等领域的大型储能，由于涉及电力并网问题，其对于电池的需求比其它场景要更为复杂。为了更好匹配电力储能特性，电力储能电池未来将会形成一个独立的市场赛道。

　　必须正视的现实是，尽管目前储能电池的产线基本与动力电池产线几乎通用，但储能电池与动力电池实则有着本质性差异。

　　动力电池注重充放电功率，在高安全性和高能量密度、实现持久续航以及重量和体积方面的轻量化等方面具有更高要求；储能电池则更注重电池容量，尤其是运行稳定性和使用寿命。

　　动力终端产品属于新消费品，关注体验感；储能终端产品属于新投资品，有新基建的特性，更加关注投资回报率、回本周期、度电成本、全生命周期投资成本等。

　　而储能作为支撑未来新型电力系统的重要一环，其独特的运用场景也决定了其对电池循环充放电次数要求与动力电池大相径庭。

　　之前大部分电池厂商是“先动后储”的路线，以宁德时代、亿纬锂能、国轩高科、中创新航为代表的动力电池企业已经带头冲进储能赛道，而部分电池厂在成立早期就确定了动力电池及储能电池“两条腿走路”的发展策略，如瑞浦兰钧，海辰等。目前，越来越多的电池企业开始针对电力储能的需求专门开发相匹配的电池产品。

　　产业界正在形成的一致共识是，市场的独立性、应用场景的差异化意味着储能电池将会是一个产业标准独立，技术路径独立，产品布局独立，产业生态完全独立的赛道。

　　基于此，储能电池正在走向更低度电成本、更长循环寿命、更高安全的专属化、专业化的产品设计、工艺选择和制造路径。

　　在储能这个赛道，谁能掌握行业的内核，才能走得更远。电力储能是一个重视全生命周期成本的新基建行业。

　　成本问题一直是困扰储能行业商业化、规模化发展的主要影响因素，以磷酸铁锂电池储能为例，电池是储能设备成本占比最高的设备，在储能设备成本中占比超过60%。

　　特别是去年以来，储能电芯价格的持续高位运行，叠加储能电站盈利机制的不健全，给储能产业链带来“两头夹击”，国内部分企业也陷入增收不增利的怪圈，给储能产业的健康长远发展带来不利的影响。

　　2023年来，储能电池行业迎来重大转机，一方面，随着供求关系的转变，电池级碳酸锂等原材料价格持续下跌；另一方面，行业主流电池厂家也逐步迎来电池技术的迭代升级。两个因素的叠加，将共同促使储能电池成本特别是全寿命周期成本的下降。

　　电池选型对储能成本影响较大，应结合储能需求、应用场景、安全性、系统参数等因素综合考虑。电池成本和电池技术的不足也将限制电化学储能在新型电力系统中进一步大规模应用。

　　储能电站的成本构成包含初始投资成本、运维成本、换电成本、附加成本、电站残值等，如图1所示。目前，电化学储能技术处于规模化发展初期，面临投资回收机制、成本疏导机制不完善、服务价值体现不充分等问题。如果能将电网替代性储能设施成本收益纳入输配电价，无疑能加快有关储能项目的成本回收。将储能纳入辅助服务范围，通过市场化方式回收储能成本，对储能投资具有积极作用。

　　国内大多数头部集成商表示，当前电力储能对电芯的考量，主要从品牌、成本、性能等维度去衡量。电力储能项目短期内仍是以初始投资成本为重，中长期的趋势来看，将更看中全生命周期成本。

　　储能电池是电化学储能系统的关键器件，电池成本的降低可以直接带来首次投资成本的降低、回本周期的缩短和投资回报率的提高，而寿命的增加可以带来储能系统在全生命周期度电成本的降低。

　　一方面，储能电池循环寿命等提高，可大大削减全生命周期的成本。另一方面，电池性能的提高，可大大提高储能系统总放电量，也是对储能系统的重要赋值手段。

　　业界认为，如果这个全生命周期度电成本最终能降低至0.2元/kWh以下, 风光储综合发电成本将会低于火电，进而改变现有能源结构。

　　根据BNEF数据，从2010年到2020十年间，锂电池组平均价格从1100美元/kWh降至137美元/kWh，降幅达89%。接下来锂电池储能系统要发挥其更大效能，核心驱动力还是依赖成本进一步下探。

　　2022年1月29日，国家发改委、能源局发布《“十四五”新型储能发展实施发案》，提出到2025年电化学储能系统成本降低30%以上的发展目标，进一步满足构建新型电力系统需求。

　　越来越多业界人士判断，大容量电池将是电力储能的主流发展方向，并将成为企业竞逐此赛道的重要“利器”。而这样的判断主要从用户经济性上考虑。储能配置容量逐渐由几MWh向几百MWh或GWh发展,系统电压也由1000V升高到1500V，电压由电池的串数决定；系统电量是通过多个预制仓电量并联实现。

　　业界人士分析，如果用小电池，比如100Ah,预制仓电量少，系统并联数会多，占地面积会大，整体投资会大，那么电池容量提高到280或300AH,能有效降低预制舱数量，且度电成本相比小容量有降幅，整体投资和收益都会大幅改善。

　　按照目前市面常见的40尺2.5MWh风冷储能集装箱计算，大约需要120Ah的电芯6510个，280Ah的电芯2790个。并联数目可减少一半以上。可见，大容量电芯几乎成为电力储能业内共识。

　　从最近市场表现来看，头部企业最新代储能电芯均为长循环大容量型号，主流电力储能大电芯容量280Ah已经占据半壁江上以上。储能在对大容量的竞速上，众多厂家已经开始“军备竞赛”。

　　海辰储能于2022年8月推出300Ah储能电芯新品；瑞浦兰钧9月在美国太阳能展推出320Ah储能电芯；比亚迪于9月公布刀片电池版储能系统明年会上市；亿纬锂能于10月发布560Ah储能电芯；天合储能11月推出300Ah储能电芯新品，海基推出的375Ah电芯、蜂巢推出的325Ah电芯，均可大幅提升储能设备的整体集成能量密度，降低设备采购及最终的建设成本。

　　但多大才是极限，行业对此并无统一判断。在当前技术发展情况来说，电池容量并不是越大越好，主要原因是电池要做大还面临着三大挑战：

　　1.制造上有挑战。具体表现是极片设计变大，壳体变大，那么优率和效率都会降低；

　　3.从系统的角度看，电池做大减少了零部件，但是电气连接的过流能力是重要挑战。

　　对电力储能而言，做大电池，不仅从全生命度电降本维度考虑，还需要从系统的安全等全面分析。

　　关于电力储能电池走向专有化，之前行业有过相似呼吁；而如今电力储能动辄投建上GWh项目，对专用化电力储能电池的需求更盛。

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　　电力储能对专有电池的呼吁，实则是对更契合电力储能特性的制造工艺、循环寿命、低成本、高安全性的呼吁。

　　按照新型电力结构来看，电力储能将作为能源体系重要一环，其越来越凸显的基建特性，决定了储能是一条关注全生命周期表现的赛道。

　　因此，未来的储能电池厂商应该从如何提高电池全生命周期表现和降低全生命周期成本来着手。

　　过去很少能听到几百MWh的储能项目，但现在不仅有GWh为单位的项目，甚至有些地方政府想要10GWh共享储能项目。除了电力储能的本质不同外，电力储能的发展速度持续加快，更需要业界更多思考何为其发展内核。

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