■ 中国工业报记者 余 娜
   2023年，储能产能快速扩张，结构性过剩问题凸显，市场竞争异常激烈，压力以前所未有的速度涌向产业链的每个环节。
   为支持 “削峰填谷”，财政补贴+强制配储，助推新型储能产业高歌猛进。资本涌入、产业扩容、竞争加剧、价格下跌，储能产业出现了前所未有的 “内卷”。
   以电池为代表的产能扩张速度超过市场需求释放的速度，尚在蓝海中探索技术创新和应用市场的储能企业，被迅速裹挟进入红海白刃战，价格从年初到年尾几近腰斩。而对优质并网点的争夺导致了 “跑马圈地”般的储能项目超前建设。
   重演光伏行业的惨烈，正在储能行业上演。
装机快速增长 商业模式亟待改善
   新增装机规模首次突破20吉瓦，三倍于2022年水平。
   根据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟 （CNESA）全球储能数据库的不完全统计，截至2023年底，中国已投运的电力储能项目累计装机达86.5吉瓦，同比增长45%。其中，抽水蓄能累计装机达51.3吉瓦，占比从2022年77.1%降至59.4%，但仍占据绝对份额。新型储能累计装机34.5吉瓦/74.5吉瓦时，同比增长18.2个百分点，其中锂电占据主流。
   2023年是我国新型储能从商业化初期向规模化发展的第三年。这一年，中国新增投运新型储能项目装机规模21.5吉瓦/46.6吉瓦时，功率和能量规模同比增长均超150%，首次超过抽水蓄能新增投运近四倍之多。
   新型储能是除抽水蓄能以外的新型蓄能方式，包含锂电、压缩空气及液流电池等多种储能方式，技术类型多样，满足市场多元化需求；与抽水蓄能相比，新型储能建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性较好，优势逐渐凸显。
   产业链成熟度高的动力电池规模化发展为锂电在储能领域夯实根基。2022年6月29日，国家能源局综合司发布的 《防止电力生产事故的二十五项重点要求 （2022年版）（征求意见稿）》中提到：中大型电化学储能电站不得选用三元锂电池、钠硫电池，不宜选用梯次利用动力电池；磷酸铁锂电池成为电化学储能主要的技术路线。因此，动力电池高速增长以及磷酸铁锂电池渗透率的提升，加速了产业的成熟和规模化，大幅度降低成本，为其在储能领域的应用奠定了基础。
   2023年，钠离子电池商业化进展加速，成为量产元年。自2021年7月宁德时代发布第一代钠离子电池以来，钠电商业化进程加速。2022年10月27日，传艺科技钠电中试线顺利投产，2023年3月一期4.5吉瓦时量产线顺利投产；2022年11月29日,中科海钠（阜阳）全球首条吉瓦时级钠离子电池产线生产出产品下线，并有望完成100兆瓦级钠离子电池储能系统推行使用。供需两旺，钠离子电池商业化进程迎来拐点。
   长寿命、高安全的储能新秀钒电迎来商业化曙光。全钒液流电池的输出功率和储能容量可以相互独立，储能时长越长，单度电分摊成本将大幅度降低，价格越便宜；特别是储能时长超过4小时以上，其单瓦时成本降低到3元以下。用于长时储能的钒电，经济效益明显。初装成本价格下降超预期，有利于推动钒电池的规模化应用。国内企业纷纷布局钒电产业链。电堆和电解液是液流电池的核心部件；电堆主要由离子交换膜、电极、双极板等构成，代表公司有大连融科、北京普能、四川伟力得等；离子交换膜可以分隔正负极电解液，选择性地通过符合条件的离子；由于其制备工艺复杂，长期被杜邦、戈尔、旭硝子等美国和日本少数厂家垄断，国内企业如东岳集团、江苏科润正在加速进行国产替代。电解液占电池成本的40%，代表性公司有大连博融和湖南银峰，电解液中核心成分的原料是五氧化二钒，国内钒资源产能相对集中，攀钢钒钛 （000629.SZ）、河钢股份 （000709.SZ）等公司在钒钛资源综合使用和钒产品生产方面处于世界领先地位。
   “表前”应用仍为重点，商业模式亟待改善。强制配储政策是国内表前储能装机上量的关键原因。当下兴起的国内储能装机需求主要源于政策需求，一方面是各地方政府强制新能源配储，另一方面是国务院国资委对“五大四小”等发电央企到2025年新能源装机占比提出了50%的刚性要求。政策层面的强制性是国内表前储能放量的关键因素。
   作为国内最大的细分应用场景，独立储能有望成为大储主流形式。根据储能与电力市场数据，2022年国内完成招标的储能项目容量为44吉瓦时，其中独立储能项目招标量占比最高，达到47.5%，这些项目在2023年陆续逐步投运。从2023年前三季度储能中标容量来看，总量为13吉瓦/33吉瓦时，同比增长121%，其中独立储能占比超过一半。从收益水平来看，新疆、内蒙古、甘肃、山东、湖南、宁夏等省份投运的独立储能项目内部收益率在3%-10%左右，收益水平普遍偏低。中天储能科技有限公司董事长缪永华认为，2024年预计将有更多省市出台鼓励配建储能转为独立储能的政策，独立储能将以 “报量报价”等更灵活的方式进入电力现货市场。
   新能源配储项目主要是解决新能源电站并网问题，投建后的储能设施利用率低，难以有效改善配套新能源电站的收益水平。预计短期内，该领域还将维持高速增长的态势。
   用户侧储能延续2014年以来装机占比持续下降的趋势，累计装机占比下降至10%以下。用户侧储能市场集中度高，由于峰谷价差大、补贴力度强，2023年浙江、广东、江苏三省用户侧储能投运规模占比超过了60%。
   中关村储能产业技术联盟秘书长刘为预测，未来用户侧储能领域市场玩家将继续增加。在 “表前”储能赛道内卷加剧的情况下，将会有更多企业把目光投入到用户侧领域；收益来源改善。伴随负荷数据采集精度和预测技术的提升，通过聚合方式参与需求响应和电力市场并获取收益有望成为现实；应用场景拓宽。随着电动汽车、分布式光伏的大发展，有望从工商业储能场景为主扩展到大数据中心、5G基站、光储充、虚拟电厂等新场景。
价格全线下滑 293家企业终止上市
   2023年，电芯降本驱动新型储能技术加速放量，推动了储能系统持续降价，供需矛盾愈加突出。
   过去一年，电芯产能快速扩张。中国企业在全球市场中储能电池 （不含基站/数据中心备电类电池）出货量预估在200吉瓦时左右。新增锂离子电芯产能 （含规划、开工和达产）约1172.5吉瓦时，而同期全球电力储能年总装机量约为100-120吉瓦时,受供需关系影响，行业平均产能利用率50%左右，造成产品库存升高，电芯产能扩张速度远超市场需求释放速度。
   招标量持续高增，中标价格受多重因素影响降幅明显。截至2023年12月，包括多个框架采购协议在内国内储能系统集成与EPC合计招标37.9吉瓦/93.9吉瓦时，超2022年全年。价格端，受原材料价格下降、下游商业模式不成熟与行业竞争加剧影响，国内储能系统与EPC中标单价持续走低，截至2023年12月，储能系统与EPC中标单价分别为0.77元/瓦时与1.45元/瓦时。2023年，进入储能领域的企业超过数万家，储能招投标市场厮杀激烈，头部效应仍然明显，海博思创、中车、比亚迪 （002594.SZ）、宁德时代 （300750.SZ）、电工时代、阳光电源（300274.SZ）、远景能源等龙头企业入围半数以上标的。
   储能电池产业链各环节价格全线下跌。碳酸锂价格持续下行，自高点56万元/吨的价格最多下降至年内9.9万元/吨的低点，相比2022年高点降幅超80%；原材料宽松带动储能电芯相对过剩，电芯价格持续走低。截至2023年12月，储能电芯价格已跌至0.44元/瓦时，相比2023年年初下降54%；储能系统均价持与2023年初相比接近腰斩，甚至出现低于0.6元/瓦时报价。据高工产业研究院预测，2024年储能电芯价格将稳定在0.4元/瓦时左右，预计储能系统 （0.5C）价格将稳定至0.8元/瓦时，低于成本价的无序竞争仍会存在。
   资本市场高开低走，储能企业上市进程放缓。延续2022年储能行业高景气度，2023年资本市场仍持续为储能各环节加力。多起储能融资金额在亿元以上，2023年融资总额达534亿元 （仅统计披露具体金额的融资事件，不含上游材料端融资事件），涉及钠离子电池、液流电池等新技术，以及智能制造、虚拟电厂、AI数字化等新领域。但由于证监会新政出台，2023年全年共有293家拟上市企业终止上市申请 （包括撤单和被否），多家储能企业的上市节奏整体亦有放缓。2023年前三季度储能指数表现好于创业板，但由于投资者对储能领域，特别是锂电产业链产能过剩以及价格战的忧虑，第四季度下跌较多。
   刘为认为，目前储能行业估值处于历史低位。无论从时间还是空间来看，都已经进入最后下跌阶段。从产业链来看，各个环节利润都经过严重挤压，部分环节甚至出现亏损，碳酸锂价格跌破10万元/吨，未来继续下跌空间不大。目前储能领域已经利空出尽，加之海外市场光伏装机超预期增长，发展中国家储能需求才刚刚崛起，新的市场有待开发，新能源全面进入电力市场交易而激活储能更大的需求，增量潜力巨大，未来有望否极泰来，实现反转。
   受国内构建新型电力系统政策推动、欧洲能源危机、美国推进大储项目等多方因素影响，未来5年储能行业有望迎来加速发展机遇。根据CNESA预测，保守场景下，预计2027年新型储能累计规模将达到97.0吉瓦，2023-2027年复合年均增长率约为49.3%；理想场景下，预计2027年新型储能累计规模将达到138.4吉瓦，2023-2027年复合年均增长率约为60.3%。
   今年，储能产业竞争或将持续加剧。中国科学院工程热物理研究所所长、中国能源研究会储能专业委员会主任委员、中关村储能产业技术联盟理事长陈海生预测，2024年新增装机将达到35吉瓦以上，储能政策和市场规则不断完善，商业模式更加成熟，储能经济性将有望提升，中国储能将从商业化初期向规模化发展阶段发生实质性转变。