中国储能网讯：储能产业链，分化明显。

  上游制造端哀鸿遍野，但下游资产端热火朝天，新能源装机刺激下的新型电力系统不断完善，也刺激了以独立/共享储能为代表的新型储能跨越发展。

  当然，不再是草莽发展，而要坚信专业的力量。

01.新能源领域最靓丽的仔

  如今，碳酸锂价格一路下滑，磷酸铁锂电池价格也降到0.4元/Wh左右，上游制造端哀鸿遍野，部分企业不仅不赚钱，甚至还在赔现金流。

  上游成本不断下降，下游资产端自然受益，新型储能项目建设则是一片热火朝天。

  2023年，我国新型储能新增装机规模约22.60GW/ 48.70GWh，较2022年底增长超过260%，近10倍于“十三五”末装机规模。

  截至2023年底，我国新型储能累计装机规模已达31.39GW/66.87GWh，平均时长2.1h。预计到2024年底，我国新型储能累计装机量将超过抽水蓄能，成为最主要的储能形式。

  不同于往年强配储能的草莽发展，如今更加市场化。

  截至2023年底，我国独立/共享储能装机规模达15.39GW，占新型储能的比例已达49%，且呈快速上升趋势，主要分布在山东、湖南、宁夏等系统调节需求较大的省区。

  根据中国化学与物理电源行业协会预计，到2030年，我国新增独立/共享储能将占新增新型储能规模的85%，累计独立/共享储能装机规模将占到累计新型储能总规模的65%。

  市场化已来，独立/共享储能“势不可挡”。

02.政策不断加持

  当然，仍有不少瓶颈。

  随着新能源快速发展，电力系统对调节能力提出更大需求，新型储能大规模建设和调用不充分的矛盾日益凸显。

  近日，国家能源局印发《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，旨在规范新型储能并网接入，推动新型储能高效调度运用，促进新型储能行业高质量发展，为新型电力系统和新型能源体系建设提供有力支撑。

  政策不断加持。

  随着光伏、风电等新能源装机不断提升，新能源电力市场化交易占比不断提高，将从2023年的47%提高到2030年100%的全面市场化交易，而电力市场化交易的基石必然是新型储能。

  未来，预计更加市场化的独立/共享储能将获得更快的发展，一方面是制造端的成本优势，另一方面则是消纳端的调配保障。

03.资本跑步进场

  资本也为此活络。

  目前，独立/共享储能的投资主体仍然是能源国企为主，依靠较低的资金优势，收益相对可观且稳定。

  在资本市场变革的关键时点，IPO收紧，股权投资的预期收益率大幅下降，分红理念开始流行，而曾经不被关注的固定收益模式开始变得更有吸引力。

  各路资金开始跑步进场，甚至保险资金，这也成为宏观货币现象的一个反映。

  源、网、荷、储协同发展，独立/共享储能既是新型电力系统的一部分，更是电网的一部分。

  目前，独立/共享储能正处于发展初期，位于电网关键节点的储能项目更具有稀缺性，经济可行性和投资价值也更加突出，这也是储能行业发展初期大家竞相争夺的资源。

  换言之，早卡位，更受益，优质储能项目资源随着后续开发只会越来越少，预期收益也会越来越低，而早期项目得益于更为优越的电网节点优势，也具有更好的预期收益。

  当然，这将是一个非常专业的手艺活儿。

  目前，锂电成本处于低位，电网节点资源处于开发早期，储能并网调度及电力市场化交易处于加速完善的关键时点，独立/共享储能正在迎来最好的发展时光，也成为储能产业链当前最值得关注和布局的领域。