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CNESA 重磅 | 2023储能产业盘点——储能持续高速增长,产业向更高质量发展进阶
在 2024-01-23 发布

2023年,是中国储能发展波澜壮阔、跌宕起伏的一年。新型储能装机年增幅创规模化发展以来的新高,提前两年达成国家十四五规划3000万千瓦新型储能装机目标。储能成为各地政府发展新动能的重要抓手,政策频度和力度持续加力。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。这一年,奋战在产业中的从业者们对“卷”字各有感触。


纵观2023年,储能联盟从以下八个角度盘点过去一年产业发展特征和态势:


一、新增装机规模首次突破20GW,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,截止到2023年底,中国已投运的电力储能项目累计装机达86.5GW,同比增长45%。其中,抽水蓄能累计装机达51.3GW,占比从2022年77.1%降至59.4%。新型储能累计装机34.5GW/74.5GWh,同比增长18.2个百分点。


2023年,中国新增投运新型储能项目装机规模 21.5GW/46.6GWh,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。


项目规模等级来看,超过100个百兆瓦级项目实现投运,同比增长370%。

技术路线来看,锂电占比进一步提高,从2022年的94%增长至2023年的97%;非锂储能技术逐渐实现应用突破,多种长时储能技术路线被纳入省级示范项目清单。

应用区域来看,14个省投运装机规模超过吉瓦时,新能源占比较高的西北地区整体引领全国;各省市中,新疆新增并网装机规模全国第一(按能量规模计算)。(更多详细数据将在《储能产业研究白皮书2024》正式发布)


二、各类政策全面加力,价格机制仍是盈利的关键


2023年,我国共发布653项储能直接和间接相关政策,其中国家层面政策60项,广东、浙江、山东和江苏发布政策数量较多。


面向规划布局

各地进一步明确“十四五”及中长期新型储能发展目标和重点任务,27个省、市、自治区发布储能装机目标,总规模达84GW。内蒙古、河南、广东、湖北、广西等地更是进一步提高了新型储能装机目标。


瞄准示范推优

全国范围内评选出56个项目作为第二批新型储能试点示范项目,依托技术的先进性、场景的多元化、项目的盈利性及商业模式的可行性,其成为国家发展储能的风向标。


聚焦管理规范

《发电机组进入及退出商业运营办法》等政策逐步将新型储能作为电力系统的常规机组纳入各项管理,进一步提升新型储能管理要求。


针对市场规则

《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》等政策明确了新型储能参与各类市场的主体身份与市场规则。山西、山东、甘肃、广东四省的现货市场已向新型储能开放,并均有项目参与市场。


围绕价格机制

《关于抽水蓄能电站容量电价及有关事项的通知》、《关于建立煤电容量电价机制的通知》分别核定了抽蓄电站、调峰火电站的容量价格,体现了国家在新型电力系统建设过程中对灵活性调节资源、应对新能源长时间尺度波动保供的重视。2023年,各地继续对新型储能的容量补偿机制进行探索,主要通过容量租赁、容量调峰市场、容量补偿电价等方式对新型储能的容量成本进行补偿。随着我国电力市场改革的深入,将逐步形成适宜各类调节资源公平竞争的价格机制和市场机制。


三、“表前”应用仍为重点,商业模式亟待改善


独立储能

独立储能是国内最大的细分应用场景。

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。

从收益构成来看,主要包括电能量、容量、频率调节三方面构成。其中,租赁费用收益占比普遍超过50%,主要由新能源强制配储政策推动实现,但也面临租赁合同年限及出租率难以保证的问题。电能量收益是未来储能参与电力市场的重要收益来源,但当前现货价差小很大程度影响了独立储能的预期稳定收益。部分省份推出了储能容量补偿相关政策,但补偿力度要么偏小,要么周期短,难以构成长期稳定收益。


新能源配储项目

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。

一方面,由于新能源和储能初始投资成本大幅下降,2023年光伏组件、陆上风机和储能电芯跌破了1元/W、1.2元/W和 0.4元/Wh以下,下降幅度均超过50%,新能源配储后的整体利润空间有望增加;另一方面,随着新能源进入电力市场步伐加快,新能源配储联合参与市场可一定程度上可解决出力稳定性、容量可靠性、降低市场考核风险的难题。


用户侧储能

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%。

预计未来用户侧储能领域:

1)市场玩家增加。在表前储能赛道内卷加剧的情况下,将会有更多企业将目光投入到用户侧领域;

2)收益来源改善。随着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。

3)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。


四、产业链竞争博弈加剧,储能系统价格腰斩


电芯产能快速扩张,供需矛盾愈加突出

2023年,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200GWh左右。新增锂离子电芯产能(含规划、开工和达产)约1172.5GWh,而同期全球电力储能年总装机量约为100-120GWh,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。


入局企业数量前所未有,龙头企业优势明显

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,200多家企业摘得标的,而参与投标的企业远大于这一数字,每个储能系统的集采/框采标的都会吸引六、七十家企业竞逐投标。但头部效应仍然明显,海博思创、中车、比亚迪、宁德时代、电工时代、阳光电源、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

电池级碳酸锂价格年终均价已跌破10万元/吨,与最高 60万元/吨时相比,价格降幅超过80%;正极材料与电解液价格降幅超60%,负极材料与隔膜下跌超过20%,方形电芯(磷酸铁锂)降幅超51%,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/Wh报价。


五、企业出海大势所趋,贸易保护主义影响加深


国内市场竞争加剧的背景下,储能企业竞相征战海外市场。中国储能凭借技术领先、成本优势和产业链完整,已经成为引领全球的优势战略产业。在国内储能电池产能扩张过速、商业模式尚需改善的情况下,海外部分区域市场盈利模式更为明晰,利润率更高,出海成为众多储能企业的必然选择。


储能企业出海战略各有侧重

中国储能企业出海主要有三种形式,一种是与国外系统集成商合作,出口电池、PCS等设备,代表企业有宁德时代、海辰储能、亿纬锂能、阳光电源、科华数能等;一种是出口储能系统,代表企业有阳光电源、比亚迪、华为等;一种是寻求海外建厂机会,以便提供更好地本地化服务,代表企业有宁德时代、远景动力、国轩高科等,以电池企业为主。


企业出海面临贸易保护主义的挑战

当前国际环境日趋错综复杂,储能领域开始出现“贸易保护”“产品本地化要求”等现象,为争夺储能这一战略制高点,实现产业链本土化,美国、欧盟通过《通胀削减法案》、“碳关税”等政策设定贸易壁垒和政策壁垒,抢占电池材料、电池产品等方面国际标准话语权,一定程度上削弱了我国储能产品国际竞争力,挤压我国储能产业的国际市场空间,对国内企业出海的不利影响将进一步加剧。 


六、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),多家储能企业上市节奏整体亦有放缓


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