2024年储能展望：看好国内大储
当前，储能装机量在不断增长，价格在一路下跌，市场对于这个行业可分配利润的变化较难判断。从装机需求来看，市场担忧如果明年光伏装机增速放缓将导致储能装机同步放缓。展望明年，储能市场还会延续今年的“风起云涌”吗？随着能源转型的加速，预计储能产业长期向好的趋势不变。从国内大储来看，明年装机增速依然可观；同时产业链价格下跌空间较为有限，可供分配的利润有望增加。
看好国内大储，明年装机增速依然可观
当前，市场主流的观点是：光伏今年装机超预期，消纳压力下，市场认为提前透支明年的量。
2023年11月3日，国家能源局公布2023年1~9月光伏新增装机的详细数据，前三季度的光伏新增装机，地面电站：新增61.79GW，同比增长258%；户用光伏：新增32.98GW，同比增长99%；工商业分布式：新增34.16GW，同比增长82%。光伏的装机量超预期，但是市场认为电网的消纳能力有限，明年光伏增速较难准确预期，而储能过去一直被市场认为是“光伏的影子板块”。
即，过去市场认为：储能装机量≈集中式光伏装机量X配储比例X配储时长+陆上风电装机量X配储比例X配储时长（风电配储的量较小）。在此背景下，市场担忧，如果明年光伏装机量放缓，将导致储能装机量放缓。
现实是什么情况呢？——储能的装机增速远超光伏的装机增速。
根据国家能源局统计，今年上半年我国新型储能项目累计装机规模超过17.33GW/35.80GWh。1-6月，新投运装机规模约8.63GW/17.72GWh，相当于此前历年累计装机规模总和。根据国家能源局数据，今年上半年我国新增的集中式光伏装机为37GW；自21年中强配以来至22年年底，我国集中式光伏装机为53GW。即21年Q3至22年Q4，我国集中式光伏装机53GW，对应储能装机8.7GW；23Q1至23Q2，我国集中式光伏装机约37GW，对应储能装机量为8.6GW。在今年上半年的装机规模显著低于过去装机规模的背景下，储能的装机量却和过去的装机量相当。
国内储能装机预测乐观的原因
今年发生了哪些变化，使得预测国内储能装机明年依然较好？
一是独立于风光的独立储能装机量正成为装机新的主力军。根据公开项目信息和状态的统计，上半年国内储能装机的64%为独立储能贡献，上半年装机量最大的省份为湖南和山东。湖南省在22年9月出台的《关于开展2022年新能源发电项目配置新型储能试点工作的通知》中提到，对在2022年12月底前、2023年6月底前实现全容量并网运行的新型储能项目，在计算其作为新能源发电项目配建的容量时，分别按照装机容量的1.5、1.3倍计算，导致了湖南储能装机量的快速提升。
二来是今年存量省份配储比例增加、越来越多的省份开始要求强制配储。8、9月，甘肃、浙江、江苏省发改委或能源局先后发布文件，提高新能源配储的要求。随着多个省市出台新配储政策及发布公开信息，全国21个省市自治区新能源项目配储比例有所更新。据不完全统计，目前各地对于光伏项目配储的要求比较明确，已有18个省市自治区的新能源项目配储比例≥10%（时长2个小时）。
综上，我们认为明年即使光伏装机增速放缓，在配储比例增加、越来越多的省份开始要求强制配储及大力发展独立储能的背景下，明年国内储能的增速依然乐观。
图：越来越多省份开始要求强制配储
明年产业链价格将逐步企稳
从价的角度思考，明年中标价格逐步企稳或是行业大趋势。从招标的结果看，今年价格在快速下跌。
电池价格下降是主要原因，明年有望逐步企稳。今年1月，最低价格维持在0.92元/Wh，而目前，储能电芯市场上出现了0.42元/Wh的最低价，降幅超过了54%，相当于这一个过程中电芯降价5毛/Wh，而今年储能系统的价格均价降价6毛/Wh左右。根据鑫椤锂电数据显示，2023年8月磷酸铁锂电芯行业平均生产成本为0.44元/wh（未税），即目前的价格很接近企业边际生产成本，只有成本控制能力强和产能利用率高的企业可以赚钱，碳酸锂逐步企稳下，明年下降的空间有限。
此外，目前国内储能企业大部分利润率较低，一定程度上缺乏降价抢市场份额的动力。目前国内大部分企业的集成和EPC企业的思路是——储能市场尚在投入期，未到追求利润的阶段。
储能发展前景广阔，是新能源细分行业增速较快的方向之一，未来行业格局一旦稳定，头部企业将分享超额利润，当务之急是尽快在市场上占据一席之地。追求市占份额是今年大部分储能企业的目标，然而当企业开始低利润率去做时、甚至净利率长期低于银行贷款时，只有资金实力较强的玩家才能存活下去。
总结来看，今年国内储能的装机增速却远超光伏的装机增速，核心有两点变化：第一，独立于风光的独立储能装机量正成为装机新的主力军；第二，今年存量省份配储比例增加、越来越多的省份开始要求强制配储。所以我们认为，即使明年光伏装机增速放缓，在配储比例增加、越来越多的省份开始要求强制配储及大力发展独立储能的背景下，明年国内储能的装机增速依然乐观。从价的角度看，明年中标价格逐步企稳是行业大趋势，国内储能有望呈现“量增价稳”的发展趋势。
作者： 来源：EnergyTrend储能 责任编辑：jianping
看好国内大储，明年装机增速依然可观
当前，市场主流的观点是：光伏今年装机超预期，消纳压力下，市场认为提前透支明年的量。
2023年11月3日，国家能源局公布2023年1~9月光伏新增装机的详细数据，前三季度的光伏新增装机，地面电站：新增61.79GW，同比增长258%；户用光伏：新增32.98GW，同比增长99%；工商业分布式：新增34.16GW，同比增长82%。光伏的装机量超预期，但是市场认为电网的消纳能力有限，明年光伏增速较难准确预期，而储能过去一直被市场认为是“光伏的影子板块”。
即，过去市场认为：储能装机量≈集中式光伏装机量X配储比例X配储时长+陆上风电装机量X配储比例X配储时长（风电配储的量较小）。在此背景下，市场担忧，如果明年光伏装机量放缓，将导致储能装机量放缓。
现实是什么情况呢？——储能的装机增速远超光伏的装机增速。
根据国家能源局统计，今年上半年我国新型储能项目累计装机规模超过17.33GW/35.80GWh。1-6月，新投运装机规模约8.63GW/17.72GWh，相当于此前历年累计装机规模总和。根据国家能源局数据，今年上半年我国新增的集中式光伏装机为37GW；自21年中强配以来至22年年底，我国集中式光伏装机为53GW。即21年Q3至22年Q4，我国集中式光伏装机53GW，对应储能装机8.7GW；23Q1至23Q2，我国集中式光伏装机约37GW，对应储能装机量为8.6GW。在今年上半年的装机规模显著低于过去装机规模的背景下，储能的装机量却和过去的装机量相当。
国内储能装机预测乐观的原因
今年发生了哪些变化，使得预测国内储能装机明年依然较好？
一是独立于风光的独立储能装机量正成为装机新的主力军。根据公开项目信息和状态的统计，上半年国内储能装机的64%为独立储能贡献，上半年装机量最大的省份为湖南和山东。湖南省在22年9月出台的《关于开展2022年新能源发电项目配置新型储能试点工作的通知》中提到，对在2022年12月底前、2023年6月底前实现全容量并网运行的新型储能项目，在计算其作为新能源发电项目配建的容量时，分别按照装机容量的1.5、1.3倍计算，导致了湖南储能装机量的快速提升。
二来是今年存量省份配储比例增加、越来越多的省份开始要求强制配储。8、9月，甘肃、浙江、江苏省发改委或能源局先后发布文件，提高新能源配储的要求。随着多个省市出台新配储政策及发布公开信息，全国21个省市自治区新能源项目配储比例有所更新。据不完全统计，目前各地对于光伏项目配储的要求比较明确，已有18个省市自治区的新能源项目配储比例≥10%（时长2个小时）。
综上，我们认为明年即使光伏装机增速放缓，在配储比例增加、越来越多的省份开始要求强制配储及大力发展独立储能的背景下，明年国内储能的增速依然乐观。
图：越来越多省份开始要求强制配储
明年产业链价格将逐步企稳
从价的角度思考，明年中标价格逐步企稳或是行业大趋势。从招标的结果看，今年价格在快速下跌。
电池价格下降是主要原因，明年有望逐步企稳。今年1月，最低价格维持在0.92元/Wh，而目前，储能电芯市场上出现了0.42元/Wh的最低价，降幅超过了54%，相当于这一个过程中电芯降价5毛/Wh，而今年储能系统的价格均价降价6毛/Wh左右。根据鑫椤锂电数据显示，2023年8月磷酸铁锂电芯行业平均生产成本为0.44元/wh（未税），即目前的价格很接近企业边际生产成本，只有成本控制能力强和产能利用率高的企业可以赚钱，碳酸锂逐步企稳下，明年下降的空间有限。
此外，目前国内储能企业大部分利润率较低，一定程度上缺乏降价抢市场份额的动力。目前国内大部分企业的集成和EPC企业的思路是——储能市场尚在投入期，未到追求利润的阶段。
储能发展前景广阔，是新能源细分行业增速较快的方向之一，未来行业格局一旦稳定，头部企业将分享超额利润，当务之急是尽快在市场上占据一席之地。追求市占份额是今年大部分储能企业的目标，然而当企业开始低利润率去做时、甚至净利率长期低于银行贷款时，只有资金实力较强的玩家才能存活下去。
总结来看，今年国内储能的装机增速却远超光伏的装机增速，核心有两点变化：第一，独立于风光的独立储能装机量正成为装机新的主力军；第二，今年存量省份配储比例增加、越来越多的省份开始要求强制配储。所以我们认为，即使明年光伏装机增速放缓，在配储比例增加、越来越多的省份开始要求强制配储及大力发展独立储能的背景下，明年国内储能的装机增速依然乐观。从价的角度看，明年中标价格逐步企稳是行业大趋势，国内储能有望呈现“量增价稳”的发展趋势。
作者： 来源：EnergyTrend储能 责任编辑：jianping
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