界面新闻记者｜马悦然

在新能源装机量不断攀升的2024年，储能行业也将持续高速发展。

3月1日，在北京召开的“储能行业2023年回顾与2024年展望”大会上，寻熵研究院等机构发布了《2023年储能市场分析和2024年发展展望》、《2023年储能项目招投标及报价全景分析》、《2023年储能市场政策及典型收益模式分析》等三份储能行业年度研究报告。

根据寻熵研究院预测，基准场景下，2024年中国新增并网储能项目规模有望达到34.5 GW/85.4 GWh，乐观情况下将达到43.4 GW/107.1 GWh，对应实现74%-118%的同比增速。

GW为功率单位，表示储能系统的最大瞬时功率；GWh为能量单位，表示储能电池的容量。

此前，东吴证券预测今年中国新增储能装机将达90.85 GWh。国金证券数据显示，消纳问题推高新能源配储比例，今年各省发布文件要求上调新能源配储比例，部分分布式装机大省首次明确要求分布式光伏需配储，测算2024年全国平均配储比例为12%，配储时长2.3小时。

“2024年储能新增装机有望达30.6 GW/70.4 GWh，同比增长69%/91%。”国金证券称。

根据寻熵研究院统计，2023年中国储能新增并网项目规模达22.8 GW/49.1 GWh，是2022年7.8 GW/16.3 GWh的近3倍，也超过去十年中国储能市场累计装机规模的总和。

截至目前，中国已经提前两年达成“十四五”规划的新型储能装机目标。2022-2023年，国内储能市场连续两年实现了超200%的高速增长。

2023年，国内共有29个省(市区)实现了新增储能项目并网，新增并网规模超过1 GWh的地区共有13个，新疆成为最大的区域市场。

去年全国共有272个业主/开发商实现了储能项目并网，国家电投连续第二年成为国内最大的储能开发商，新增并网规模超过1 GWh的12家开发商全部为央国企能源开发商。

行业集中度也在进一步提升。其中，175家储能企业为新增并网项目提供了储能系统，供货规模前三分别是中车株洲所、海博思创和比亚迪，这三家新增并网规模均超过4 GWh，前十位的企业合计占到了57%的市场份额。

去年，储能系统采购需求达到48.2 GW/118.5 GWh，是2022年44 GWh采招总量的近3倍。

“快速增长的需求吸引了277家储能系统供应商和379家EPC单位（含联合体）入场厮杀，参与方数量较2022年增长超一倍。”上述报告显示，168家储能企业在2023年储能采招市场有所斩获，占比61%。

2023年，储能行业的最大标签是价格下降带来的“卷”。去年碳酸锂价格较下降了83%，叠加电芯产能过剩、参与厂商众多、市场竞争激烈等因素，储能系统和EPC的最低报价屡创新低。

上述报告显示，2小时和4小时储能系统年平均报价分别同比下降29%和35%，且月均报价在一年之内分别下降了44%和47%，近乎腰斩。其中，2小时和4小时系统的全年最低报价均已低于0.65元/Wh。

从政策上看，中国正持续支持储能行业发展，全年从国家到地方出台了100余条电力市场相关的政策及市场机制。

截至2023年底，中国24个省(市区)公布了储能发展目标，到2025年将累计实现储能装机规模78.3 GW。近30个区域的电能量市场、辅助服务市场等为储能开放了市场准入。

随着分时电价出台、峰谷电价拉大等利好，储能经济性有望进一步释放，工商业储能近年来也越来越受到关注。

“珠三角、长三角等峰谷价差较大的地方，仍旧是工商业储能最容易推动的地区，且各地已出台较多补贴政策，未来工商业将是储能最具想象力的一个赛道。”储能与电力市场创始人王琤在会上表示。

她同时提及，如果仅以政策导向为主，未来工商业储能将面临较大风险。所以业内纷纷讨论虚拟电厂、聚合服务、如何更多参与电力市场等新的方向。

此外，储能在电力系统的应用中仍然面临诸多的挑战。例如，存在项目效用发挥不足、稳定可持续的商业模式不够成熟、安全风险依旧较大、行业标准尚待健全完善等问题。