2024配储容量需求可能会降低20-30%？五大六小放弃锂电储能传言为何引起行业恐慌！

近期，一则关于“五大六小国央企发电集团将全面放弃锂电池储能项目”的网络传言在储能业内沸沸扬扬引起了轩然大波，据说原因是收益率太低，传言中还特别提到华能集团甚至叫停了已经过会的项目。

同时，索比储能网查阅公开资料发现，2023年内的46.6吉瓦时新增储能系统容量中，光是五大六小为首的央国企发电集团就一共采购了超36吉瓦时，占比高达77%。因此，五大六小要是停掉了锂电储能项目，国内储能行业那就真的要歇菜了。

随着传言在业内的发酵和各种自媒体小作文频频流传，一些相关企业也开始辟谣：

国电投：不存在停止项目的相关文件，2024年风电光伏储能氢能等全部投资计划按收益率排名，而非之前只要满足IRR7%-7.5%的要求就可以投资。

三峡：目前新能源配储的强制要求并没有降低，依然需要满足配储的要求。

华能：对储能项目比较谨慎，独立项目基本不批复，配建的会批。

通过从业者的不断求证，最后发现此次传言只是虚惊一场，但也看得出来，独立储能项目的收益率之低，已经让市场充满对储能行业未来发展的不确定性以及收益率压力的担忧，此次传言说的“五大六小全面放弃锂电储能项目”虽然被证实为不可能，可上述传言已经表明，2024年，五大六小的储能项目审核将更加严格、项目批复将更为谨慎。哪怕不会全部叫停，只是“放缓储能”减少几个项目，那也是储能行业难以承受的巨大打击。

2024配储容量需求可能会降低20-30%？

此前在2021年7月，国家发改委、国家能源局发布的关于加快推动新型储能发展的指导意见指出，到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变，装机规模达3000万千瓦（30GW）以上。

数据显示，截至2023年12月底，我国已投运新型储能累计装机34.5GW/74.5GWh，功率和能量规模同比增长均超150%；2023年新增投运新型储能装机21.5GW/46.6GWh，三倍于2022年新增投运规模水平。由于我国新型储能已提前两年达成目标，完成顶层规划，所以，在此背景下，对于储能项目的批复很可能会放缓。

2023年9月，山东已经发布了全国首个配建储能转独立储能的试点文件《关于开展我省配建储能转为独立储能试点工作的通知》。业内普遍认为，2024年预计将有更多省市出台类似鼓励“配建储能转为独立储能”的政策。而随着五大六小旗下新能源配储逐步转为独立储能后，未来新建的风、光电站也就不再需要那么多的新建储能电站了。

有业内人士预计，由于电源侧五大六小新能源配储压力骤减，新能源配储装机量将大减。此外，电力规划总院曾有预计，随着大量新能源配储转为独立储能，在电网侧关键节点集中配置储能的容量需求可降低20-30%左右。

过剩产能难以出清，行业重整不会很快到来

显然，储能行业所面临的困境在于政策的火把点得太快，导致储能成为了被政策催生的早产儿，当市场和商业模式还未成熟，行业就提前进入了产能过剩和成本竞争阶段，而且这种成本竞争是技术升级无法改变的。

对于一般行业来说，产能的阶段性过剩会先经历阵痛期，当行业洗牌优化完毕，欣欣向荣的光景便又呈现了出来，但在储能行业，产能建设和出清都不仅仅是纯粹的市场化行为，这衍生了一种奇怪的现象：明明产能已经过剩，但厂商仍在逆势扩产，以继续扩大规模，导致过剩产能出清时间延长。

索比储能网注意到，这些企业之所以逆势扩产，一方面是由于电芯价格下行，刺激了近期国内不少下游厂商对储能项目密集展开招标，目前仍有获取市场的空间。另一方面，则是规模效应的重要性。在市场效益不佳的现阶段，很多储能企业认为，只有达到一定规模，企业才能在激烈的市场竞争中立足、存活、突围，等到行业格局稳定、市场重新上行时，成为少数能够获取超额利润的企业。

这种现象背后，隐藏着中国储能行业发展的一个重要机制——政策驱动的发展模式。政府的政策驱动往往起到了“加杠杆”的作用，当市场出现风向变化，企业决策却并不能迅速随之变化。这样的结果是：当行业产能早已过剩，该出清的产能却迟迟难以退出，所以，2024年储能新一轮的行业重整并不会很快到来。

电芯价格继续下行，2024年会更卷

2023年，由于市场供应过剩、市场增速放缓，锂价呈现了单边下跌的趋势，从年初的51万元/吨一路下滑。上海有色网的数据显示，2023年最后一个交易日，国内电池级碳酸锂现货中间价已跌至10.1万元/吨，最低报价跌破10万元/吨。

与2022年最后一个交易日52.25万元/吨的价格相比，2023年全年电池级碳酸锂价格跌幅达80.67%。碳酸锂降价使得电池企业的成本压力得到了一定程度的缓解，但同时也加剧了新能源汽车和储能行业市场竞争的激烈程度。

目前，电芯价格分别占新能源汽车、储能成本的40%、50%以上。数据显示，1月24日，方形磷酸铁锂动力、储能电芯均价分别为0.38元/Wh、0.43元/Wh，最低报价分别为0.33元/Wh、0.38元/Wh。

由于市场缺乏订单，动力电池产业链各供应商为稳定现金流，采取低价抛售抢单策略，各类产品价格持续下行。2023年12月，中国动力电芯均价月跌幅扩大至6%—10%。

储能电芯方面，在储能行业招标机制下，储能电芯竞价激烈，部分储能电芯的集中采购，集中大量订单并进行价格谈判的价格已下压至0.4元/Wh以下。

有锂电从业者认为，2023年锂电产业面临全面过剩挑战，预计2024年Q1需求环比下降20%，供需关系将更加恶化。

随着储能容量需求预计较去年有所放缓以及2024年电芯成本的继续下行，整个储能行业会变得愈发内卷，一些没有核心竞争力的企业，或许很难再上2025年的牌桌了。

2024，工商业储能市场增幅不超过50%

近日，浙江、河北、福建多地调整了峰谷分时电价。随着分时电价机制不断优化完善，工商业储能的套利价差整体呈现扩大趋势，以浙江为例，浙江省能源局近日印发《浙江省用户侧电化学储能技术导则》，这是全国首个用户侧储能技术导则，可以说这是一个信号，既让火热的工商业储能市场降降温，也是对市场秩序的规范，是对低价竞争、建而不投等乱象频发的约束。

有分析师判断，今年工商业储能装机规模预计还会呈现增长态势，但较去年会有所放缓。中国石油深圳新能源研究院储能研发部负责人楚攀表示，2024年工商业储能市场增幅不会太大，超过50%的可能性比较小。

据机构研报显示，2023年，国内大储装机量非常超预期，2023年中国新增投运新型储能装机21.5GW/46.6GWh，同比增长三倍以上，对比2023年初市场预期的30GWh左右全年装机量，超预期幅度明显。装机主要驱动因素包括2023年国内光伏装机量超预期，以及配储比例超预期。2022年、2023年1-11月国内光伏装机量分别为87.4、163.9GW；国内光伏配储比例（储能装机/光伏装机）分别为7.9%、10.9%，配储比例提升3pct。

当前，国内储能项目的确收益能力还不高，以目前最具备经济性的山东独立储能为例（理论测算IRR 8%+，实际6%+），收入占比现货市场套利49%、容量补偿收入16%、容量租赁35%，即国内储能经济性较大程度上仍依靠光伏装机带来配套储能容量租赁收入。因此，2024年国内储能装机需求仍需看光伏装机量以及配储比例。

从23H2开始，各地正在陆续更新配储比例要求，比例及时长均有所提升。2024年，各省强制配储政策也将会持续更新。目前，已有18个省市自治区的新能源项目配储比例≥10%。

此外，分布式光伏强制配储（山东、浙江丽水等）、海风配储（山东、上海、浙江等）或许将成为新的增长点。

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