一边是看似火热的装机，一边却是几近腰斩的价格。冰火两重之间，新型储能行业在2024年迎来痛苦的“成人礼”。

华夏能源网（公众号hxny3060）获悉，8月25日，CNESA DataLink 2024上半年储能数据发布。据中关村储能产业技术联盟统计，截至2024年上半年，中国新型储能累计装机达到48.18吉瓦/107.86吉瓦时，较2023年底增加40%。

然而，储能装机火热的同时，从电芯到储能系统，价格却经历了腰斩。中关村储能产业技术联盟理事长、中国能源研究会储能专委会主任委员陈海生提供的数据显示，上半年储能系统中标均价0.676元/Wh，同比下跌49%，较年初下跌9%；EPC中标均价1.369元/瓦时，同比下跌27%，较年初下跌14%。

0.676元/Wh还仅是上半年的平均数，到下半年，储能产品价格下行的更加厉害。

储能电芯平均价格2023年初还在0.9元—1.0元/Wh，2024年中时跌至0.3元—0.4元/Wh，跌去近三分之二。与此同时，储能系统平均价格亦降至约0.5元—0.6元/Wh。

“春江水暖鸭先知”，早于行业协会公布价格腰斩的是，很多储能企业早已痛不欲生，部分企业出现停产、减产、大规模裁员等问题。在苦苦煎熬中，储能行业等待着“春天”。

产能狂飙，“卷”出内伤

伴随着风电、光伏项目的快速上马，储能行业近两年发展地十分迅猛。

2023年，中国新增新型储能装机21.5吉瓦/46.6吉瓦时，规模同比增加了3倍。截至去年底，中国新型储能装机累计34.5吉瓦/74.5吉瓦时，同比增长超150%。

2024年上半年，中国国内新增新型储能装机规模达到13.67吉瓦/33.41吉瓦时，同比均增长71%。尽管由于基数原因，上半年新型储能装机已经不复2023年的高增长，但是2024年全年新型储能新增装机仍有望逼近30吉瓦。

那么，在如此火热的装机潮中，为什么储能电芯、系统的价格却跌得那么惨呢？答案很简单，再猛的装机，也追不上一路狂飙的产能。

华夏能源网注意到，4月10日，第12届储能国际峰会发布的《储能产业研究白皮书2024》显示，2023年，中国储能电池出货量约200吉瓦时。而同期，全球电力储能年总装机量约为100-120吉瓦时。

也就是说，单是中国储能企业的出货，就是全球装机量的近2倍。在严峻的供过于求局面下，中国储能行业平均产能利用率仅50%左右。

而就是在这样恶劣的市场局面下，仍有大批储能新玩家“飞蛾扑火”般源源不断涌入。2023年，中国储能电池新增规划和建设中的产能合计达到1172.5吉瓦时，当年新进入储能领域的企业超过数万家。这意味着，储能行业的黑暗日子还会持续很久。

国内市场卷到你死我活，寻路海外被中国储能企业视为“救命稻草”。

中国储能企业出海方式主要有两种：一是主流的纯贸易模式，与国外系统集成商合作、出口电池，或是国内集成商直接出口系统产品；二是尚处探路阶段的海外建厂，且更多是与新能源汽车动力电池一体建厂，单独储能电池建厂较为少见。

那么，海外贸易大概消化了中国储能企业多少产能呢？

《新型储能产业发展现状及趋势》数据显示，2024年上半年，包括阳光电源、比亚迪、远景能源在内的中国储能企业，总签约订单超过80吉瓦时。其中，海外签约订单超过60吉瓦时，主要来自美洲、欧洲、澳洲等地。

也就是说，目前中国储能企业产能的四分之三都是在国外消化的。但是，中国储能企业国内外签单量放在一起，或者说国内外储能年装机总需求量也就100吉瓦，远消化不掉中国储能企业年200吉瓦以上的巨大产能。

处在这样的产能消化困境中，储能价格又怎么能够不大幅下滑呢？

强制配储，“高烧不断”

一个好迹象是，目前，储能企业的产能扩张业已显露出些微的“退烧”迹象。

上半年包括规划、开工和投产在内的新增储能电池产能共74吉瓦时，其中投产仅9吉瓦时，同比减少三成。诸如黑芝麻、珠海冠宇、新宙邦的多个锂电池、电解液项目业已暂缓或终止。伴随着行业洗牌，储能投资有望慢慢回归理性。

那么，储能行业能否实现自我调整恢复健康呢？答案或许是，产能狂飙的这股邪火，不是一天两天就烧起来的；同样的，这团熊熊燃烧的大火，也很难在短时间内就熄灭掉。

回顾这几年的产业发展历程，对储能企业产能建设影响最大的一项政策，是各地方政府主导的强制配储。

2017年，青海省发改委印发《2017年度风电开发建设方案》，要求列入规划年度开发的风电项目按照规模的10%配套建设储电装置。正是该文件，在此后数年间开启了如火如荼的新能源配储风潮。

华夏能源网注意到，2021年7月，国家能源局印发《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》（下称《通知》），提出“为鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设，超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例（时长4小时以上）配建调峰能力，按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。”

虽然，《通知》所鼓励的“配建调峰能力”，是包括火电、水电、抽水蓄能等各项调节资源的，并非专指新能源配备新型储能。然而，在政策的具体执行过程中，各省区市、电网进一步对新型储能配置规模、时长等因素提出要求。地方政策一般按照5%-20%的不同比例，要求新能源项目强制配储。目前，已有20个几个省市区发布相关政策，陆续对新能源项目上网提出配套储能要求。

强制配储，既拉动了新型储能的装机持续增长，同时也在无形中推高了储能企业的产能预期。野火燎原，造就了今日储能产能的严重过剩。

目前，各地强制配储的大火依然还在持续烧，政策目标也在不断加码。今年5月发布的《2024—2025年节能降碳行动方案》，将“十四五”新型储能发展目标由2021年设定的30吉瓦提升至40吉瓦以上。

40吉瓦的目标到了地方，就翻倍不止了。截至2024年7月，全国已有26个省市制定了到2025年的新型储能装机目标，总规模达到86.6吉瓦，远超上述40吉瓦目标。地方强制配储下动辄翻倍的目标，仍在激励着储能企业前赴后继。

“建而不用”，顽疾难除

如果说强制配储浪潮中，产能过剩、价格腰斩业已让储能企业痛苦不堪，那么，配储之后储能电站的利用率低下，更让整个行业危机重重。

2024年以来，新型储能调度运用水平有所提高。根据电网企业统计数据，国家电网公司经营区2024年上半年新型储能等效利用小时数达390小时、等效充放电次数约93次，分别较2023年上半年提高约100%、86%。

尽管提升比例很可观，但是利用率的绝对数量仍然很低。半年等效充放电次数约93次，相当于2天才调用一次。更何况，平均数其实并不能够说明储能电站所面临的全部问题。工商业储能已经有了较为完整的商业模式，其高利用率遮盖了其他储能的低利用率。

华夏能源网注意到，4月10日，在第12届储能国际峰会暨展览会开幕式上，中国工程院院士舒印彪特别提到新型储能利用率不高的问题，据其披露，用户侧（主要是工商业）、电网测、新能源强制配储项目平均利用率分别为65%、38%、17%。工商业储能之外，电网测和新能源配储利用率都很低，强制配储利用率尤其低。

3月10日，在第十四届中国国际储能大会上，浙江大学兼职教授、国家能源局科技司原副司长刘亚芳表示，新型储能并网和调度运行亟待改进加强，“建而不调，安装再多的储能设施也是没有意义的”。

刘亚芳提到的新型储能“建而不调”，主要就是针对新能源强制配备锂电储能这一部分而言。新能源配储在弃电期间一天至多“一充一放”运行，很大一部分项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况。

针对储能平均利用率低、备而不建、建而不用这一行业痼疾，舒印彪建议要以市场化方式优化储能的调度运行，完善新型储能调用机制，制定新型储能调度运行规则和标准，明确调动技术要求，调度关系，功能定位和运行方式。

然而，也并不是说只要优化、强化了储能的调度运行机制，新型储能的利用率就会大幅攀升。在中国工程院院士刘吉臻、南方电网专家委员会专职委员郑耀东等人士看来，大规模用于电力调峰，新型储能到底能发挥多大作用，目前还是很成问题的。

刘院士考察了不下5个储能电站，每到一个电站，他都要向电站方索要最近几个月的调峰运行数据，尴尬的是，电站方根本就调不出来数据。这说明，尽管工商业储能能够小规模自充自用并赚取高价差，但是其他场景下的储能电站，大规模用于电力调峰还是力有不逮。

调节能力上不去，光是强调一个电网调度调用，恐怕效果终究还是有限。在新型电力系统建设中，储能到底能干啥、应干啥都没有定位清楚，行业发展发生扭曲、变形在所难免，提高利用率自然更无从谈起。

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