260亿元融资涌向储能，下一代电池技术火热！|融资_新浪财经

转自：中国工业报

■中国工业报记者余娜

储能产业融资能力再提速！

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会产业数据库不完全统计，2024年1-9月，国内一级市场储能相关领域共发生257起融资事件，其中136起未披露融资金额，121起已披露金额，融资金额超260亿元。

融资轮次明确的235起储能相关企业投融资事件中，有166起发生在早期阶段（天使轮、Pre-A轮、A轮、A+轮等），占比70.64%，即超过七成的融资事件发生在企业早期阶段。

其中，江浙粤这三个省储能相关公司融资事件总数占比超过全国的50%。北京储能相关企业融资19起，融资金额超124亿元，金额居全国首位。

1-9月，国内共228家储能相关企业完成融资。其中，44家融资金额超过1亿元，融资金额最高的是中氢新能技术有限公司；共137家披露了最新轮次融资的估值。投后估值大于70亿的独角兽企业共5家，分别为阳光新能源、美克生能源、启源芯动力、蔚来能源、中氢新能，其融资金额在数亿元-数十亿元不等。

“当下重点是梳理新型储能产业的投资运行情况，进行产能优化布局，对低端产能和同质化产品要逐步淘汰或战略性重组。”在近日举办的2024世界储能大会上，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇接受包括中国工业报记者的采访时如是建议。

新型储能成本快速下降

受益于新能源项目加速落地，叠加政策持续加码，我国储能装机规模持续增长。

“截至2024年9月底，国内新型储能累计装机52GW。2024年1-9月，新型储能新增装机达20.8GW/51.57GWh，功率规模同比增长65%，容量规模同比增长90%，总投资额达972.16亿元。”刘勇介绍。

另据电力规划设计总院数据，截至2024年上半年，全国新型储能装机达到4444万千瓦，较2023年底增长超过40%。其中，西北、华北地区是装机规模最大的地区，已投运新型储能装机分别占全国27.3%、27.2%，华中地区、南方地区、华东地区占比分别为15.3%、15.2%、14.6%。

据电力规划设计总院首席专家刘庆分析，截至2024上半年，全国抽水蓄能装机5439万千瓦，新型储能装机已超过抽蓄装机的80%。新型储能中，磷酸铁锂电池储能占比97%，压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能等技术快速发展。2024年，多个300兆瓦等级压缩空气储能项目、100兆瓦等级液流电池储能项目、兆瓦级飞轮储能项目开工建设，重力储能、液态空气储能、二氧化碳储能等新技术落地实施。

相比抽水蓄能，新型储能建设周期短、布局灵活、响应速度快。从效率上看，电化学储能均接近或高于抽水蓄能；从经济性看，锂离子电池储能、压缩空气储能等成本正在快速下降，逐步向抽水蓄能接近。

刘庆提醒，新型储能行业形势依然严峻，部分影响新型储能充分利用的机制有待改善与提升。

首先，调度机制需要改善。

新能源配储的调度方式以电网一体化调度为主，只能在新能源场站发电，考虑充放电效率带来的电量损耗，新能源消纳较好的电站调用储能意愿不足，电站调用和运维的积极性不高，存在超期检修等现象，进一步降低了新能源配储的调用情况。

其次，价格机制有待完善。

独立储能电站接受电网调度，部分地区日内新能源大发时执行平段电价，导致储能充放电价格偏高，存在充放电价格倒挂的现象，导致经营主体亏损。在容量租赁方面，存在租赁周期短、价格波动大的情况，实际租赁价格逐年下降。在现货市场方面，部分省份凌晨低谷与早间高峰的价差较小，储能电站智能利用午间低谷和晚间高峰实现一次充放。

最后，电站质量和管理需要提升。

新能源强制配储而储能收益不明确，建设单位投资意愿较弱，导致储能电站质量参差不齐，运维管理水平有待提升，非计划停运次数多，占停运次数的80%以上。电池和变流器等关键设备、系统集成安装等质量问题成为导致电站非计划停运的主要原因。

磷酸铁锂电站投资是主流

2024年，储能企业融资活跃。

中国化学与物理电源行业协会储能应用分会数据显示：

1-9月，中国新型储能电站新增投资1241.42亿元，涉及645个储能电站，规模达37.79GW/94.88GWh。其中，电源侧占比23.13%；电网侧独立/共享储能电站新增投资金额最大，达873.63亿元，占比70.37%；用户侧储能电站中，新增投资金额超31.67亿元，占比3.5%。

新增投资储能电站中，磷酸铁锂电池储能电站投资955.47亿元，占比76.97%，依旧是主流技术路线。

随着长时储能技术的发展，长时储能电站投建比例也在不断提升。1-9月，已披露储能时长的项目新增投资共计1079.78亿元，其中4h及以上长时储能电站投资达376.2亿元，占比34.84%，超过了三分之一。

1-9月，储能融资领域最热门的赛道是储能系统集成（含PCS），共发生34起融资事件。融资企业共34家，主要业务包括大规模储能系统、工商业储能、户用储能、移动储能、便携式储能、二氧化碳储能系统、微电网、PCS、储能系统解决方案、光储充解决方案等。融资金额多为千万元级，融资轮次多为早期阶段。

其次是氢储能赛道，共发生30起融资事件，已披露金额超84亿元。

下一代电池技术也颇受资本青睐，液流电池领域融资5起，钠离子电池、固态电池领域融资事件均超15起。

来源：摄图网

1-9月，储能相关领域共17家从事固态电池业务的企业完成融资，有8起披露了融资金额，其中5起为亿元级。

热管理领域新增融资超9起，主要企业有埃泰斯新能源、清安能源、文轩新能源、联颖新能源、正和铝业、易新能、天目智能、埃森特科技、清研皓隆等，其中7起已披露金额，多数为数千万元，主要集中在天使轮和A轮。

此外，储充换领域融资超过11起，金额超34亿元。电池回收融资超8起，能源运营领域融资超7起，飞轮储能企业融资超过4起，压缩空气储能企业融资完成1起。

前7月，共407家投资机构参与了储能相关领域投资，主要是市场化机构、国资机构、产业内基金或公司。同创伟业、中科创星、顺为资本、投控东海、麟阁创投、建信投资、高瓴创投等52家投资机构多次出手。

不同技术路线的储能技术，投资情况亦不相同。

磷酸铁锂作为目前商业化应用比例最高的新型储能技术，近两年初始投资成本持续下降，合计成本大约在0.80元/Wh-1.22元/Wh。

其他新型储能技术由于市场占比相对较低，仍处于示范应用或商业化发展的初期阶段，初始投资成本普遍较高。例如，全钒液流电池储能系统，初始投资成本大约在2.5元/Wh-2.8元/Wh。压缩空气储能电站的成本，会伴随电站规模的扩大而降低，百兆瓦级储能电站单位造价成本大约在6000元/kW左右，按照容量规模分析，4小时储能系统的单位成本为1.5元/Wh-2.0元/Wh，其中电能存储设备成本占比约60%-70%。

储能度电成本也称平准化成本，是对储能电站全生命周期内的成本和发电量进行平准化后计算得到的储能成本。“在储能系统循环寿命不断提高的基础上，锂离子电池储能度电成本将逐步向0.3元/kWh迈进。预计到2030年，锂离子电池储能系统全生命周期成本有望降低至0.6元/Wh-0.8元/Wh，度电成本降低至0.2元/kWh。”刘勇分析。

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