中國工業報記者 余娜

2023年，儲能產能快速擴張，結構性過剩問題凸顯，市場競爭異常激烈，壓力以前所未有的速度涌向產業鏈的每個環節。

為支持“削峰填谷”， 財政補貼+強制配儲，助推新型儲能產業高歌猛進。資本涌入、產業擴容、競爭加劇、價格下跌，儲能產業出現了前所未有的“內卷”。

以電池為代表的產能擴張速度超過市場需求釋放的速度，尚在藍海中探索技術創新和應用市場的儲能企業，被迅速裹挾進入紅海白刃戰，價格從年初到年尾幾近腰斬。而對優質并網點的爭奪導致了“跑馬圈地”般的儲能項目超前建設。

重演光伏行業的慘烈，正在儲能行業上演。

裝機快速增長 商業模式亟待改善

新增裝機規模首次突破20吉瓦，三倍于2022年水平。

根據中國能源研究會儲能專委會/中關村儲能產業技術聯盟（CNESA）全球儲能數據庫的不完全統計，截至到2023年底，中國已投運的電力儲能項目累計裝機達86.5吉瓦，同比增長45%。其中，抽水蓄能累計裝機達51.3吉瓦，占比從2022年77.1%降至59.4%，但仍占據絕對份額。新型儲能累計裝機34.5吉瓦/74.5吉瓦時，同比增長18.2個百分點，其中鋰電占據主流。

我國電力儲能項目累計裝機分布

2023年是我國新型儲能從商業化初期向規模化發展的第三年。這一年，中國新增投運新型儲能項目裝機規模21.5吉瓦/46.6吉瓦時，功率和能量規模同比增長均超150%，首次超過抽水蓄能新增投運近四倍之多。

新型儲能是除抽水蓄能以外的新型蓄能方式，包含鋰電、壓縮空氣及液流電池等多種儲能方式，技術類型多樣，滿足市場多元化需求；與抽水蓄能相比，新型儲能建設周期短、選址簡單靈活、調節能力強，與新能源開發消納的匹配性較好，優勢逐漸凸顯。

產業鏈成熟度高的動力電池規模化發展為鋰電在儲能領域夯實根基。2022年6月29日，國家能源局綜合司發布的《防止電力生產事故的二十五項重點要求（2022 年版）（征求意見稿）》中提到：中大型電化學儲能電站不得選用三元鋰電池、鈉硫電池，不宜選用梯次利用動力電池；磷酸鐵鋰電池成為電化學儲能主要的技術路線。因此，動力電池高速增長以及磷酸鐵鋰電池滲透率的提升，加速了產業的成熟和規模化，大幅度降低成本，為其在儲能領域的應用奠定了基礎。

2023年，鈉離子電池商業化進展加速，成為量產元年。自2021年7月寧德時代發布第一代鈉離子電池以來，鈉電商業化進程加速。2023年，鈉電池宣布首發車型。2022年10 月27日，傳藝科技鈉電中試線順利投產，2023年3月一期 4.5吉瓦時量產線順利投產；2022年11月29日,中科海鈉(阜陽)全球首條吉瓦時級鈉離子電池產線生產出產品下線，并有望完成100兆瓦級鈉離子電池儲能系統推行使用。供需兩旺，鈉離子電池商業化進程迎來拐點。

長壽命、高安全的儲能新秀釩電迎來商業化曙光。全釩液流電池的輸出功率和儲能容量可以相互獨立，儲能時長越長，單度電分攤成本將大幅度降低，價格越便宜；特別是儲能時長超過4小時以上，其單瓦時成本降低到3元以下。用于長時儲能的釩電，經濟效益明顯。初裝成本價格下降超預期，有利于推動釩電池的規模化應用。國內企業紛紛布局釩電產業鏈。電堆和電解液是液流電池的核心部件；電堆主要由離子交換膜、電極、雙極板等構成，代表公司有大連融科、北京普能、四川偉力得等；離子交換膜可以分隔正負極電解液，選擇性地通過符合條件的離子；由于其制備工藝復雜，長期被杜邦、戈爾、旭硝子等美國和日本少數廠家壟斷，國內企業如東岳集團、江蘇科潤正在加速進行國產替代。電解液占電池成本的40%，代表性公司有大連博融和湖南銀峰，電解液中核心成分的原料是五氧化二釩，國內釩資源產能相對集中，攀鋼釩鈦（000629.SZ）、河鋼股份（000709.SZ）等公司在釩鈦資源綜合使用和釩產品生產方面處于世界領先地位。

“表前”應用仍為重點，商業模式亟待改善。強制配儲政策是國內表前儲能裝機上量的關鍵原因。當下興起的國內儲能裝機需求主要源于政策需求，一方面是各地方政府強制新能源配儲，另一方面是國務院國資委對“五大四小”等發電央企到2025年新能源裝機占比提出了50%的剛性要求。政策層面的強制性是國內表前儲能放量的關鍵因素。

作為國內最大的細分應用場景，獨立儲能有望成為大儲主流形式。根據儲能與電力市場數據，2022 年國內完成招標的儲能項目容量為44吉瓦時，其中獨立儲能項目招標量占比最高，達到47.5%，這些項目在2023年陸續逐步投運。從2023年前三季度儲能中標容量來看，總量為13吉瓦/33吉瓦時，同比增長121%，其中獨立儲能占比超過一半。從收益水平來看，新疆、內蒙古、甘肅、山東、湖南、寧夏等省份投運的獨立儲能項目內部收益率在3%-10%左右，收益水平普遍偏低。中天儲能科技有限公司董事長繆永華認為，2024年預計將有更多省市出臺鼓勵配建儲能轉為獨立儲能的政策，獨立儲能將以“報量報價”等更靈活的方式進入電力現貨市場。

新能源配儲項目主要是解決新能源電站并網問題，投建后的儲能設施利用率低，難以有效改善配套新能源電站的收益水平。預計短期內，該領域還將維持高速增長的態勢。

用戶側儲能延續2014年以來裝機占比持續下降的趨勢，累計裝機占比下降至10%以下。用戶側儲能市場集中度高，由于峰谷價差大、補貼力度強，2023年浙江、廣東、江蘇三省用戶側儲能投運規模占比超過了60%。

中關村儲能產業技術聯盟秘書長劉為預測，未來用戶側儲能領域市場玩家將繼續增加。在“表前”儲能賽道內卷加劇的情況下，將會有更多企業把目光投入到用戶側領域；收益來源改善。隨著負荷數據采集精度和預測技術的提升，通過聚合方式參與需求響應和電力市場并獲取收益有望成為現實；應用場景拓寬。隨著電動汽車、分布式光伏的大發展，有望從工商業儲能場景為主擴展到大數據中心、5G 基站、光儲充、虛擬電廠等新場景。

價格全線下滑   293家企業終止上市

2023年，電芯降本驅動新型儲能技術加速放量，推動了儲能系統持續降價，供需矛盾愈加突出。

儲能電芯價格及系統中標下行

過去一年，電芯產能快速擴張。中國企業在全球市場中儲能電池（不含基站/數據中心備電類電池）出貨量預估在200吉瓦時左右。新增鋰離子電芯產能（含規劃、開工和達產）約1172.5吉瓦時，而同期全球電力儲能年總裝機量約為100-120吉瓦時,受供需關系影響，行業平均產能利用率50%左右，造成產品庫存升高，電芯產能擴張速度遠超市場需求釋放速度。

招標量持續高增，中標價格受多重因素影響降幅明顯。截至2023年12月，包括多個框架采購協議在內國內儲能系統集成與EPC合計招標37.9吉瓦/93.9吉瓦時，超2022年全年。價格端，受原材料價格下降、下游商業模式不成熟與行業競爭加劇影響，國內儲能系統與 EPC 中標單價持續走低，截至2023年12月，儲能系統與 EPC 中標單價分別為 0.77 元/瓦時與1.45元/瓦時。2023年，進入儲能領域的企業超過數萬家，儲能招投標市場廝殺激烈，頭部效應仍然明顯，海博思創、中車、比亞迪（002594.SZ）、寧德時代（300750.SZ）、電工時代、陽光電源(300274.SZ)、遠景能源等龍頭企業入圍半數以上標的。

儲能電池產業鏈各環節價格全線下跌。碳酸鋰價格持續下行，自高點56萬元/噸的價格最多下降至年內9.9萬元/噸的低點，相比2022年高點降幅超80%；原材料寬松帶動儲能電芯相對過剩，電芯價格持續走低。截至2023年12月，儲能電芯價格已跌至0.44元/瓦時，相比2023年年初下降54%；儲能系統均價持與2023年初相比接近腰斬，甚至出現低于0.6元/瓦時報價。據高工產業研究院預測，2024年儲能電芯價格將穩定在0.4元/瓦時左右，預計儲能系統(0.5C)價格將穩定至0.8元/瓦時，低于成本價的無序競爭仍會存在。

資本市場高開低走，儲能企業上市進程放緩。延續2022年儲能行業高景氣度，2023年資本市場仍持續為儲能各環節加力。多起儲能融資金額在億元以上，2023年融資總額達534億元（僅統計披露具體金額的融資事件，不含上游材料端融資事件），涉及鈉離子電池、液流電池等新技術，以及智能制造、虛擬電廠、AI數字化等新領域。但由于證監會新政出臺，2023年全年共有293家擬上市企業終止上市申請（包括撤單和被否），多家儲能企業的上市節奏整體亦有放緩。2023年前三季度儲能指數表現好于創業板，但由于投資者對儲能領域，特別是鋰電產業鏈產能過剩以及價格戰的憂慮，第四季度下跌較多。

劉為認為，目前儲能行業估值處于歷史低位。無論從時間還是空間來看，都已經進入最后下跌階段。從產業鏈來看，各個環節利潤都經過嚴重擠壓，部分環節甚至出現虧損，碳酸鋰價格跌破10萬元/噸，未來繼續下跌空間不大。目前儲能領域已經利空出盡，加之海外市場光伏裝機超預期增長，發展中國家儲能需求才剛剛崛起，新的市場有待開發，新能源全面進入電力市場交易而激活儲能更大的需求，增量潛力巨大，未來有望否極泰來，實現反轉。

受國內構建新型電力系統政策推動、歐洲能源危機、美國推進大儲項目等多方因素影響，未來5年儲能行業有望迎來加速發展機遇。根據CNESA預測，保守場景下，預計 2027 年新型儲能累計規模將達到97.0吉瓦，2023-2027年復合年均增長率約為49.3%；理想場景下，預計2027 年新型儲能累計規模將達到 138.4吉瓦，2023-2027年復合年均增長率約為 60.3%。

今年，儲能產業競爭或將持續加劇。中國科學院工程熱物理研究所所長、中國能源研究會儲能專業委員會主任委員、中關村儲能產業技術聯盟理事長陳海生預測，2024年新增裝機將達到35吉瓦以上，儲能政策和市場規則不斷完善，商業模式更加成熟，儲能經濟性將有望提升，中國儲能將從商業化初期向規模化發展階段發生實質性轉變。