聯盟觀點

一、新增裝機規模首次突破20GW，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，截止到2023年底，中國已投運的電力儲能項目累計裝機達86.5GW，同比增長45%。其中，抽水蓄能累計裝機達51.3GW，占比從2022年77.1%降至59.4%。新型儲能累計裝機34.5GW/74.5GWh，同比增長18.2個百分點。

2023年，中國新增投運新型儲能項目裝機規模 21.5GW/46.6GWh，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。

從項目規模等級來看，超過100個百兆瓦級項目實現投運，同比增長370%。

從技術路線來看，鋰電占比進一步提高，從2022年的94%增長至2023年的97%；非鋰儲能技術逐漸實現應用突破，多種長時儲能技術路線被納入省級示范項目清單。

從應用區域來看，14個省投運裝機規模超過吉瓦時，新能源占比較高的西北地區整體引領全國；各省市中，新疆新增并網裝機規模全國第一（按能量規模計算）。（更多詳細數據將在《儲能產業研究白皮書2024》正式發布）

二、各類政策全面加力，價格機制仍是盈利的關鍵

2023年，我國共發布653項儲能直接和間接相關政策，其中國家層面政策60項，廣東、浙江、山東和江蘇發布政策數量較多。

各地進一步明確“十四五”及中長期新型儲能發展目標和重點任務，27個省、市、自治區發布儲能裝機目標，總規模達84GW。內蒙古、河南、廣東、湖北、廣西等地更是進一步提高了新型儲能裝機目標。

全國范圍內評選出56個項目作為第二批新型儲能試點示范項目，依托技術的先進性、場景的多元化、項目的盈利性及商業模式的可行性，其成為國家發展儲能的風向標。

《發電機組進入及退出商業運營辦法》等政策逐步將新型儲能作為電力系統的常規機組納入各項管理，進一步提升新型儲能管理要求。

《關于進一步加快電力現貨市場建設工作的通知》等政策明確了新型儲能參與各類市場的主體身份與市場規則。山西、山東、甘肅、廣東四省的現貨市場已向新型儲能開放，并均有項目參與市場。

《關于抽水蓄能電站容量電價及有關事項的通知》、《關于建立煤電容量電價機制的通知》分別核定了抽蓄電站、調峰火電站的容量價格，體現了國家在新型電力系統建設過程中對靈活性調節資源、應對新能源長時間尺度波動保供的重視。2023年，各地繼續對新型儲能的容量補償機制進行探索，主要通過容量租賃、容量調峰市場、容量補償電價等方式對新型儲能的容量成本進行補償。隨著我國電力市場改革的深入，將逐步形成適宜各類調節資源公平競爭的價格機制和市場機制。

三、“表前”應用仍為重點，商業模式亟待改善

獨立儲能是國內最大的細分應用場景。

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。

從收益構成來看，主要包括電能量、容量、頻率調節三方面構成。其中，租賃費用收益占比普遍超過50%，主要由新能源強制配儲政策推動實現，但也面臨租賃合同年限及出租率難以保證的問題。電能量收益是未來儲能參與電力市場的重要收益來源，但當前現貨價差小很大程度影響了獨立儲能的預期穩定收益。部分省份推出了儲能容量補償相關政策，但補償力度要么偏小，要么周期短，難以構成長期穩定收益。

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。

一方面，由于新能源和儲能初始投資成本大幅下降，2023年光伏組件、陸上風機和儲能電芯跌破了1元/W、1.2元/W和 0.4元/Wh以下，下降幅度均超過50%，新能源配儲后的整體利潤空間有望增加；另一方面，隨著新能源進入電力市場步伐加快，新能源配儲聯合參與市場可一定程度上可解決出力穩定性、容量可靠性、降低市場考核風險的難題。

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%。

預計未來用戶側儲能領域：

1）市場玩家增加。在表前儲能賽道內卷加劇的情況下，將會有更多企業將目光投入到用戶側領域；

2）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。

3）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。

四、產業鏈競爭博弈加劇，儲能系統價格腰斬

2023年，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200GWh左右。新增鋰離子電芯產能（含規劃、開工和達產）約1172.5GWh，而同期全球電力儲能年總裝機量約為100-120GWh,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。

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，200多家企業摘得標的，而參與投標的企業遠大于這一數字，每個儲能系統的集采/框采標的都會吸引六、七十家企業競逐投標。但頭部效應仍然明顯，海博思創、中車、比亞迪、寧德時代、電工時代、陽光電源、遠景能源等龍頭企業入圍半數以上標的。

電池級碳酸鋰價格年終均價已跌破10萬元/噸，與最高 60萬元/噸時相比，價格降幅超過80%；正極材料與電解液價格降幅超60%，負極材料與隔膜下跌超過20%，方形電芯（磷酸鐵鋰）降幅超51%，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/Wh報價。

五、企業出海大勢所趨，貿易保護主義影響加深

國內市場競爭加劇的背景下，儲能企業競相征戰海外市場。中國儲能憑借技術領先、成本優勢和產業鏈完整，已經成為引領全球的優勢戰略產業。在國內儲能電池產能擴張過速、商業模式尚需改善的情況下，海外部分區域市場盈利模式更為明晰，利潤率更高，出海成為眾多儲能企業的必然選擇。

中國儲能企業出海主要有三種形式，一種是與國外系統集成商合作，出口電池、PCS等設備，代表企業有寧德時代、海辰儲能、億緯鋰能、陽光電源、科華數能等；一種是出口儲能系統，代表企業有陽光電源、比亞迪、華為等；一種是尋求海外建廠機會，以便提供更好地本地化服務，代表企業有寧德時代、遠景動力、國軒高科等，以電池企業為主。

當前國際環境日趨錯綜復雜，儲能領域開始出現“貿易保護”“產品本地化要求”等現象，為爭奪儲能這一戰略制高點，實現產業鏈本土化，美國、歐盟通過《通脹削減法案》、“碳關稅”等政策設定貿易壁壘和政策壁壘，搶占電池材料、電池產品等方面國際標準話語權，一定程度上削弱了我國儲能產品國際競爭力，擠壓我國儲能產業的國際市場空間，對國內企業出海的不利影響將進一步加劇。?

六、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。