在9月24日举办的第九届国际储能和电池技术及装备(上海)大会上，协鑫（集团）控股有限公司董事长朱共山在报告中深入阐述了储能与新一代电力系统融合发展的现状与未来趋势。
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。
