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此前，“行家说储能”报道了“2024年储能行业十大悬念”，储能行业充满了不确定性的同时，也出现了一些“怪状”，围城外的人想进来，围城里的人要出去。
第1怪 装机涨3倍，但建而不用
据CNESA在1月8日的储能大会大会上透露，截至2023年12月底，中国已投运新型储能累计装机 34.5GW/74.5GWh，功率和能量规模同比增长均超150%；2023年中国新增投运新型储能装机21.5GW/46.6GWh，三倍于2022年新增投运规模水平。
然而，储能投运规模不断扩大的背后，却存在实际项目利用率普遍较低的突出问题。据中国电力企业联合会报告显示，2023年上半年中国电化学储能电站平均利用系数0.09，平均利用率指数0.34，平均转换效率83.85%，平均综合效率78.69%。
这一方面是由于风光项目强制配储能背景下，增加成本但没有对应的收入，配套储能不受重视；另一方面，电站的收率率低也是“建而不用”的原因之一。
今日甚至有市场传言，因收益率不行，五大六小将全部放弃锂电储能项目，但传言迅速被辟谣：国电投等不存在停止项目的相关文件。当前储能的矛盾点在于强制配储要求与储能项目经济性之间的矛盾，未来必然会提高资产的收益率水平，后续强制配储政策的变化及储能参与电力市场的机制变化仍有待观察。
第2怪 产能利用率不足5成，仍逆势扩产
据悉，截至目前，储能电池及系统集成项目规划建设产能超1.5TWh，而2023前十个月国内企业储能电池在全球出货量为163GWh，第三季度储能锂电池行业产能利用率普遍低于50%。
一边喊着过剩，一边继续扩产，2024年储能“逆势”扩产的趋势延续。1月初，就有总投资55亿元的国科能源安庆10GWh储能电池智能制造项目、总投资31亿元的协合新能源集团新型储能电池Pack智能制造基地项目等相继开工。
目前头部企业的扩产行动主要出于投资的“惯性”，即提前规划好的投资不得不落地，且厂商大多出于“投资换市场”的目的进行扩产，即签约落地当地大多会绑定当地的储能应用资源。供需失衡引发的“价格战”正在加速行业洗牌，而头部玩家正通过扩产为这场行业淘汰赛后的市场作占位布局。
第3怪 成本下降，收益率难落地
近期，电池级碳酸锂现货价格跌破10万元/吨，与2023年初50万元/吨左右的高点相比，全年跌幅达八成。
碳酸锂价格下降传导至产品端。据SMM储能数据显示，1月8日方形磷酸铁锂电池储能型280Ah价格范围在0.38-0.50元/Wh，均价为0.44元/Wh，方形磷酸铁理电池(储能型，100Ah)价格范围在0.40-0.52元/Wh，均价0.46元/Wh。部分储能电芯的集中采购价格甚至下压至0.4元/Wh以下，相比年初下降超50%，低于部分电芯企业成本价。
储能价格双降带动储能收益率大幅提升。据东吴证券相关报告显示，2023年12月储能系统及EPC中标均价已降至0.8-0.9/1.1-1.2元/Wh，以山东市场为例，测算30%/2h光储系统IRR自3.3%提升至8.8%，共享储能自0.5%提升至6.8%。
但实际收益率却难达预期，储能项目运转不起来。一用户侧储能从业人员透露，由于多数优质项目已被开发，项目的实际收益情况也不是很理想，叠加业主对运维服务质量要求提升，推高了“隐形成本”，短期内国内用户侧储能市场热度可能不高。
