会议要点

1. 2024新储能趋势与市场展望

2023年全球新型储能市场特点：新增装机规模超过20GWh，位列世界首位；发展特点为迅猛的装机增长和中国政策的强力支持。

价格战愈演愈烈：价格从2022年的1.5元/Wh到2023年底的0.6元/Wh，降幅超过一倍，原因在于原材料价格下降和产能过剩。

技术迭代提升成本效益：推出320Ah以上的电池产品和集装箱装机规模提升，可节省原材料和占地空间，提高了储能单体规模至5.8MWh以上。

2. 2024储能行业投资趋势

新储能行业投融资加速：2022年投资已近300起。企业进行IPO过渡，体现企业规模扩大、技术成熟。

储能市场主导技术：锂电技术。产业链完善，成本低，认可度高。2023年占比达到97.3%，短中期锂电技术市场主导。

储能装机规模稳步增长：2023年电力储能累计装机规模达86.5GW，同比增长45%。新型储能增长速度快，占比提高。锂电技术占比2022年94%，2023年提升至97.3%。

3. 2024全球储能市场趋势

甘肃市场：市场化较成熟，清洁能源可以参与现货;储能可盈利每度电约0.2-0.3元; 容量调控市场带来额外收入;新能源场站配置储能可联合参与现货，去年电站收益率超8%。

多省政策推动储能发展：湖南、山东、宁夏、重庆、安徽出台储能相关政策;注重现货市场和储能补贴; 新能源装机规模和储能装机规模正相关。

技术多元化发展：非锂储能技术如飞轮、超级电容、铅酸电池及压缩空气储能等同步扩展，国家能源局试验项目涉及多个非锂技术路线。

4. 2024储能市场发展趋势

国内电池企业2023年出货量达185GWh，未达预期的200GWh以上，主要由于欧洲库存高和国内厂商降价策略导致产能利用率下降至50%。

美国和欧洲的新增装机量均显示增长，但因人力成本、加息周期及政策成本上升，增速较慢；英国、意大利和西班牙等市场增长强劲。

电池原材料价格下降显著，导致电芯和系统成本降低，储能电芯价格下降推动了系统价格减少，储能行业竞争激烈且多样化。

5. 全球趋势与市场分析

钠离子电池：国内企业加速出海布局，应对美国2A法案与欧洲电池新法，头部企业在欧洲设厂及扩展东南亚市场。远景能源通过并购日本AASC，在多地建厂推进全球化布局。

储能市场：政策及市场机制不断完善，系统成本降低提升经济性，运营水平提高，软件公司及发展集团增加储能运营方向投入。

工商业储能收益率：不同地区差异大，广东约15%，浙江约18%；测算包括贷款成本，实际装机量未达预测，部分因运营效率、衰减问题及负荷稳定性存在不确定性。

6. 新型储能政策影响及收益趋势

工商业储能增长受限于变压器容量电费，导致充放电次数和用户意愿受限

如省份取消变压器容量电费，预期将有爆发式增长

变压器容量电费是按指数收费，超过容量则收费，影响收益率

7. 2024新储能需求与技术展望

2024年国内新型储能装机量预计超过35GWh，主要依据新能源装机预测及各省储能政策

用户侧储能预计增长，但具体增幅难以判断，因分布式光伏并网问题以及电网接受能力限制

光伏新增装机预计250GWh，分布式与集中式各占50%，储能匹配需求较低；风电新增装机预计100GWh，主要有陆上风电配储需求

8. 2024全球储能市场趋势解析

钠电池在储能中的优势局限于高寒地区或特定场景，在平原和东部地区的竞争力不足。

超级电容和飞轮在短时储能中有技术优势，但成本较高，使用规模小，鲜有盈利项目。

压缩空气储能在成本和应用场景上具有潜力，未来可能在风光大基地和一体化区域实现应用。

9. 2024全球储能市场增长展望

中东与印度市场：印度和中东地区成为新能源及储能领域发展的潜力市场。印度市场2023年长期展望潜在装机规模可望超欧美，中东地区由于光伏日照长、电网能力有限，预计将发展包括储热、钠硫电池在内的多样化储能技术。

美国市场增速：美国新型储能行业年增速预计在15%到20%，新增容量预测分别为2024年约8GW，2025年达10GW，加州与德州为主要市场但比例下降，其他州储能部署加速。

欧洲市场情况：欧洲户用储能市场增长有限，预计年增速约10%。未来增长点在商用储能市场，如英国、意大利、西班牙和德国。到2025年，欧洲储能市场容量预计将接近30GWh。

Q&A

Q：目前新能源·复苏景气的趋势如何？特别是储能行业在全球布局上有哪些建设和规划？

A：对于新能源储能行业来说，全球布局方面正呈现加速趋势。在国内，我们看到领先企业如宁德时代在欧洲已经有所建设。另一些企业如易伟、国轩加大了对东南亚的布局。比亚迪则在墨西哥建立新工厂。全球化布局做得较好的例子是远景能源，它通过收购日本的AASC，在全球多个地区如英国、法国和西班牙都有自己的工厂，还计划在美国等国继续扩展。同时，储能市场机制正日趋完善，涉及现货、中长期和辅助服务品种的增加。随着储能系统成本的下降，其经济性有望进一步提高。目前行业内普遍关注储能设备生产，如电芯制造和集成，而储能运营领域未来将受到更多关注。一些公司和发展集团正在加大对储能运营的投入，通过运营平台和仿真策略不断提高运营效率，从而在整个运营周期内提升储能系统的经济性。

Q：工商业储能在不同地区的收益率情况如何？

A：工商业储能的收益率在不同地区有所差异。以广东珠三角地区为例，假设每天能进行两次充放电，储能效率达到90%，并且每年运行300天，收益率可以达到15%左右。浙江由于新的利好政策，预计收益率在18%左右。而江苏地区的收益率大约为10%以上。这些收益率是在考虑了贷款因素，以4.5%的贷款利率计算，并假设贷款比例为70%，进而得出的。但是，一些实际运营条件如充放电频次、储能效率低于预期和设备衰减可能导致实际收益率低于预测值。此外，用户的用电负荷可能不稳定，工厂未来的经营状况和电价变动难以预测，这也使得企业在储能投资上保持谨慎。尽管备案项目较多，实际装机量仍较少，全国范围内的装机量在2023年大约是1G瓦时，并且初步预计2024年能达到2G瓦时，但实际完成的装机量可能没有预期那么多。还有企业受到变压器容量限制，可能因为储能投资导致电费增加，这降低了其投资储能的积极性。

Q：今年对于工商业储能市场的预计是怎样的？

A：今年工商业储能市场的增长并不会非常快，一方面是因为价格下降引起成本的降低，另一方面是由于各个省份分时电价的拉大。但实际效果来看，企业端的增长受到制约主要是由用户端变压器容量的限制，这影响了企业充放电次数和增加了负荷后的电费支出，导致企业储能意愿降低。如果取消变压器容量电费的政策实施，装机规模有望快速增长。

Q：变压器容量电费是如何收费的？它如何影响用户的储能收益率？

A：变压器容量电费的收费与工厂负荷关系紧密。一旦工厂从电网充电，其负荷会增加，如果安装了储能设备，总容量可能会超过变压器的额定容量，导致容量电费增加。如果变压器的功率不调整，工厂为了避免超负荷，就得减少用电量，这不利于电费成本的平衡。因此，用户装置储能的后果就是对用电负荷的考核增加，影响了收益率。如果超过变压器容量，需要额外收费，不同地区有不同的倍数系数。这意味着变压器的容量并非硬性限制，而是费用增加显著影响了收益率。

Q：根据当前的充电情况和效率，浙江或广东的实际收益率如何？

A：目前充电频率限制为每天约1.5次，且效率无法达到90%。实际收益率预计在广东会下降30%以上，而浙江由于电价差更大，可能降低更多，估计会再降5个百分点。这样算来，浙江和广东的储能项目收益率大约在12%左右，这个水平其实还算是比较高的。但仍然受最大的制约来自变压器容量限制及相关费用。

Q：2024年国内新型储能的装机预测是多少？具体测算逻辑以及不同场景下，如独立储能、电源侧储能、工商业储能的比例分布是怎样的？

A：我们预测2024年国内新型储能的装机将会超过35吉瓦。这个测算是根据新能源装机的预测数据以及各省份不同的新能配储政策进行预测的，主要包括了新能源配储和独立储能的数据。对于用户侧储能，由于其数据还未包含在模型中，今年的装机规模约为1吉瓦时，预计明年会有所增长。在新型储能中，光伏装机预计在2024年将接近250吉瓦，风电装机将为100吉瓦，其中50%为集中式，50%为分布式。分布式光伏的配储需求比例较低，估计约为10%。风电侧则主要为陆上风电，也按10%进行推算，因此整体预计风电的装机规模在13吉瓦左右。加起来就是35吉瓦，主要来自电源侧储能以及独立储能。

Q：储能技术路线有哪些？钠电池和锂电池在储能应用中会有怎样的关系，以及除电化学储能外的新型储能技术有哪些可能在特定应用场景发展？

A：钠电池在储能中主要是与锂电池进行比较。它的优势在于低温性能较好，安全性较高，倍率性能好。不过，其缺点是目前缺乏国家标准，电芯一致性问题较大，导致集成难度和成本较高。而在其它储能技术路线中，虽然有如飞轮储能、压缩空气、超级电容与重力储能等不同技术，这些目前已经有部分示范项目落地。对于这些技术路线在未来的市场占比以及在特定应用场景的发展潜力，尚难以作出精确预测，但根据现有信息，它们在特定应用场景上确实具有一定的发展潜力。

Q：钠电池在储能方面未来的应用趋势是怎样的？

A：钠电池在储能的应用主要集中在特定的场景，比如高海拔地区及通信基站等环境恶劣的山区。对平原和东部等地区，钠电池并没有明显优势，因此其未来在储能场景的应用可能会限于那些锂电池不具备优势的特殊环境。

Q：对于长时储能和短时储能的技术路线有何展望？

A：短时储能主要依靠超级电容和飞轮技术，它们在调频方面的速率较快，但成本相对较高，因此只能与锂电池结合做混合储能项目以及解决快速响应的问题。而长时储能如压缩空气和流电池，虽然存在成本问题，但压缩空气储能成本较低，有可能在风光基地和一体化储能场景中得到应用。流电池目前成本较高，技术成熟度不足，推广面临障碍。

Q：典型的储能项目盈利情况如何？

A：目前绝大多数在2023年之前投产的储能项目并不能实现百分之百盈利，因为当时成本较高。但以现在更低的EPC成本和不同省份的收益模型计算，新的储能项目，尤其是独立储能的收益率已经超过8%。目前已有部分省份实现了较好的盈利水平。

Q：在电网愿意调用新型储能系统的条件是什么？

A：电网调用储能装置主要取决于比较经济的灵活性资源，目前这些包括了抽水蓄能和煤电灵活性改造等。因为多数省份还拥有较为充足的灵活性资源，所以短期内电网并不会市场化地调用储能。未来，随着电力市场的逐步市场化，储能将不再依赖电网行政调用，而是根据市场价格机制参与市场竞争来实现盈利。

Q：对于海外市场的增长趋势、预测和其他值得关注的储能市场有何看法？

A：美国和欧洲是全球新能源储能市场的关键区域，它们的市场预期在2024年及未来将持续增长。除这两个市场外，其他具有较大体量的市场也值得关注，例如一些正在增长中的新兴市场。

Q：印度和中东市场在全球新型储能发展中的地位如何？

A：印度市场有一个明显的发展态势，尤其是印度推出的2023年长期愿景，预计到2030年其新能源装机规模可能会超过欧洲甚至美国，尽管当前印度的装机规模还相对较小。印度未来的发展前景非常巨大。至于中东市场，得益于其能源转型的推进和地域条件，包括充足的日照时间和较佳的光伏发电条件，预计中东会大举建设储能设施来保证新能源的消纳。由于海湾地区的高温环境，可能不会主要采用锂电储能技术，而是考虑储热、钠硫电池以及氢能等其他技术路线，应对锂电池在高温条件下可能出现的寿命缩短和安全性问题。因此，除了美国和欧洲这两个较大的市场外，中东和印度市场是我们未来关注的重点。

Q：美国和欧洲在2024年以及未来三年的新增型储能增速会如何？

A：根据预测，美国储能增长主要集中在加州和德州，以前这两州占比80%，现在降到70%以下，其他州也在加速推进储能，美国市场完全市场化，建设储能主要解决新能源消纳问题。美国目前新型储能的年增速约为10%，未来影响因素包括新能源装机量、储能收益情况及成本。预计美国储能市场的年增速将处于15%到20%之间，相对国内装机速度而言不会快。到今年预计达到6.2GW，明年大概在8GW，2025年将达到约10GW。而欧洲市场，由于家庭储能装机已接近饱和，预计增速仅在10%左右，未来增长主要来自大型市场，比如英国、意大利、西班牙和德国，这些市场有望在3到4年内与户用储能市场达到相同数量级。到2025年，欧洲储能市场预计将达到近30GWh，并且通常都有以4小时为基础的储能系统，因此美国的市场将可能超过40GWh。相较于国内，美国和欧洲的储能规模仍然相对较小。