21省市密集发布储能政策，储能市场打响节点性“价格战”

　　在各地对新型储能产业加快布局的当下，“产能过剩”和“价格战”成为行业发展需要直面的节点性困难。

　　目前，布局新型储能成为多地加快推进的产业方向，仅9月份就有21个省市发布50余条储能相关政策，涉及储能补贴、新型储能项目、储能参与电力市场化、新能源配储等多个方向。

　　21世纪经济报道记者从天眼查平台查询发现，过去一年，全国新增超过6万家储能相关企业，其中，广东、浙江分别新增超7000家、4000家。根据中国汽车动力电池产业创新联盟公布数据，今年前三季度，中国动力和储能电池合计产量为533.7GWh，同比增长44.9%，其中动力电池产量占比约92.1%。

　　从储能项目招投标情况看，规模增长和价格降低是主要特征。第三方统计机构CNESA DataLink全球储能数据库最新数据显示，在9月公布的招标、中标信息中，储能EPC招标单月规模首次突破10GWh，储能系统招标集采量超过2/3，不过项目价格竞争明显，9月储能EPC中标均价1407.47元/kWh，同比下降25%，储能系统中标均价993.01元/kWh，持续下行，2小时磷酸铁锂储能系统最低中标价格跌破900元/kWh。

　　在新型储能装机中，锂离子电池储能占比具有绝对优势。今年以来，锂离子电池原料碳酸锂价格下降明显，对行业影响较大。因此，在目前企业技术路径相对类似情况下，行业快速扩张期面临着企业“拼价格”的短期节点。

　　受访专家认为，新型储能逐渐加入到新型电力体系中成为重要组成部分，从需求端也带来了大的市场空间，但目前的问题是，市场空间预期下，不少跨界新企业挤入这一赛道，短时间内带来了产能过剩，最大的表现是高库存和降价。

　　行业竞争加剧

　　电池材料成本是储能电池成本中最主要的部分，包括正极材料、负极材料、隔膜、电解液等。其中，正极材料的成本最高，磷酸铁锂是关键材料。

　　今年以来，磷酸铁锂产能迅速扩张，现货市场价格持续走低。去年3月，磷酸铁锂现货价格达到15万元/吨并持续高位运行，今年以来，磷酸铁锂现货价格出现超50%的下跌，根据同花顺数据，截至10月16日，国内磷酸铁锂现货价报6.84万元/吨。

　　从原材料端看，碳酸锂价格“跳水”也十分明显。根据上海钢联最新数据，今年9月22日，电池级碳酸锂均价报18.25万元/吨，今年再次低于20万元/吨的价格。而在去年11月，电池级碳酸锂价格曾达到近60万元/吨的高点。

　　“国内最早驱动产业链原材料上涨的是电动车动力电池的产能释放，逐渐传导到上游，但今年价格开始逐渐回归。不过价格传导效应有一个滞后期，此前一些企业为了储备原材料，在价格高位时增加原料库存，但目前终端市场价格根据现有原料价格下降，企业增加了生产成本，市场利润降低。”中国(深圳)综合开发研究院财税贸易与产业发展研究中心主任韦福雷在接受21世纪经济报道记者采访时表示。

　　从现在的电池原材料价格计算，目前储能电芯成本较去年价格高位下降超50%，产能也大规模释放。上游的原材料价格变动直接传导到下游产业链，正在往规模化扩张阶段发展的新型储能产业受到明显影响。

　　新型储能，即除传统的抽水蓄能之外的其他储能方式，类似超大号的“充电宝”，在风光等新能源大发时或者用电低谷时及时充电，在风光等新能源出力小或者用电高峰时快速放电，能有效平衡发电和用电“时间差”。

　　厦门大学中国能源政策研究院院长林伯强在接受21世纪经济报道记者采访时表示，此前新型储能价格涨得太高，投入过大，导致节点性的过剩，但新型储能前景很好，目前的产业发展规模仍然微不足道，要理清短期困难和长期形势。

　　“各地加快新型储能布局、最终形成产能是储能产业发展过程的必经之路，目前行业从商业化初期向规模化发展，还需要降低成本、突破技术、优化商业模式，目前成本还是太高，对新能源企业尤其是车企来说仍然有成本压力。”林伯强说。

　　一些现实的困难是，中国新型储能产业产能全部在国内消化很难长期持续。同时，磷酸铁锂电池原材料主要依赖于澳大利亚、南美的锂矿资源，锂矿原料价格波动会对国内产业链带来利润空间的挤压。

　　作为大宗商品，储能原料价格波动不可避免，也存在一定的周期性问题，从产能过剩到消化产能是一个相对缓慢的过程。不过，在林伯强看来，与其他大宗商品相比，新能源材料的价格周期会相对短一些，“因为行业扩张比较快，上游原材料消化也会比较快。”

　　新型储能布局加快

　　回顾新型储能规模化发展历程，可以看到清晰的政策支持思路。

　　2021年7月，国家发展改革委、国家能源局联合发布《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，明确了2025年实现新型储能装机容量3000万千瓦以上，2030年实现全面市场化的目标。2022年，《“十四五”新型储能发展实施方案》公布，强调到2025年新型储能步入规模化发展阶段，到2030年新型储能全面市场化发展，基本满足构建新型电力系统需求。

　　从地方政府发布政策来看，广东、江苏、浙江、湖北、山东等多省份密集发布储能相关政策，对配储、补贴、建设规范、商业运行等方面持续优化调整。

　　根据中国能源网统计数据，今年8月，广东、浙江、江苏、山东、河南、安徽、甘肃等21个省份共发布546个储能相关备案项目，累计超过16.423GW/47.993GWh，建设项目主体组成大多为“大国企+龙头上市公司+当地企业”的结构。

　　广东提出打造新型储能万亿产业，密集出台支持储能产业发展的政策文件，包括《推动新型储能产业高质量发展的指导意见》《关于加快推动新型储能产品高质量发展的若干措施》，明确了发展目标、产业布局、技术和产品重点等。

　　根据广东省备案系统统计，今年7月，广东省共发布117个储能相关备案项目，位居全国第一，累计规模4641MW/MWh，应用场景主要为用户侧储能、独立储能、储能电池等。

　　浙江储能项目增长量也十分可观。今年6-8月，浙江全省共备案项目超过300个，总装机功率302.3MW，装机容量844.7MWh。

　　今年9月，浙江省经信厅发布《浙江省推动新能源制造业高质量发展实施意见(2023-2025年)》，提出力争到2025年，储能营业收入突破1000亿元，储能电池产能达到100GWh;新型储能装机规模达到300万千瓦。

　　在韦福雷看来，广东和浙江等省份布局新型储能产业具有产业链优势，传统生产电池的产业链主要集中于珠三角和长三角，尤其广东的新型储能上下游产业链非常完整。

　　例如，在深圳，生产动力电池的原料和组装企业非常多，生产储能和动力电池的基础可互通，配合新能源汽车的发展，深圳发展储能产业的基础非常稳固。

　　不过，需要注意的是，新型储能在未来的新型电力系统中将扮演怎样的角色?

　　《“十四五”新型储能发展实施方案》明确，新型储能是构建新型电力系统的重要技术和基础装备。

　　今年前三季度，全国可再生能源新增装机1.72亿千瓦，同比增长93%，占新增装机的76%。其中，风电新增装机3348万千瓦，光伏发电新增装机12894万千瓦。在韦福雷看来，国内新型储能可用于风电、光伏发电等新能源发电的补充，现在很多地方的新能源基地项目在招投标时都对储能有要求。

　　10月15日，中国社会科学院大学(研究生院)国际能源安全研究中心及社会科学文献出版社共同发布了《世界能源蓝皮书：世界能源发展报告(2023)》提出，打造新型储能将成为未来电力系统的“压舱石”。

　　10月31日，协鑫集团董事长朱共山在2023国际储能技术和装备及应用(上海)大会上表示，新型电力系统为新型储能打开广阔空间，国内外及行业等多因素同频共振将推动储能进入长周期、高景气、确定性赛道，当前储能不同技术路线虽然各有侧重，但均是围绕长寿命、低成本、高安全的诉求展开科技竞赛。

　　在韦福雷看来，未来新型储能产业发展要注意两个方向，掌握资源和技术创新，“我们需要从原料端加强资源储备，也要加强国内原材料的勘探开发利用，同时，随着早期电动车的电池逐渐步入淘汰阶段，储能梯次利用也很重要。”

　　从技术路线方面看，国内大部分储能电站采用磷酸铁锂建设，部分储能电站采用全钒液流技术路线，压缩空气储能等长时储能项目也在增加。

　　“新型储能产能也存在结构性过剩的情况，传统储能电池主要是磷酸铁锂、三元锂技术路线，还有液流电池和固态电池，新技术逐渐成熟也对旧技术形成挑战，但旧技术路线上企业和产能太大，新产能出现后会对企业造成冲击，因此，技术创新、降低成本非常重要。”韦福雷提醒。

　　来源：21世纪经济报道 柳宁馨