随着新能源发电规模的持续快速增长，我国新型储能已进入大规模发展阶段。2024年上半年，中国新型储能继续高速发展。根据国家能源局、中关村储能技术产业联盟CNESA数据库，2024年上半年国内新型储能新增投运装机规模13.67GW/33.41GWh，已达到2023年全年装机规模的66%，功率规模和能量规模同比均增长71%。新型储能项目数量（含规划、建设中和投运）超1000个，较去年同期增长67%。下半年将继续保持快速增长态势，预计2024年全年新增装机30-41GW，装机容量将突破80GWh，同比增长64%，继续占据全球市场约50%的市场份额。随着电力结构转型进入“深水区”以及储能技术的逐步成熟，未来新型储能需求仍有较大的增长空间，预计到2026年中国新型储能新增装机容量将达到180GWh。

从结构上看，电网侧储能表现尤为突出，2024年H1占比超6成（63.3%），主要以独立储能电站的形式存在，展现了其在电网调节、平衡供需中的关键作用；发电侧储能紧随其后，占比稳定在29.5%，其中以风电、光伏新能源配套储能为主，体现了储能技术对于促进可再生能源消纳、提升电力系统灵活性的重要作用。用户侧储能占比7.2%，其中工商业储能占据主导地位，在零碳园区、港口岸电、光储直柔、石油+储能、微电网等细分场景的需求不断扩大；而户用储能在国内的应用也呈现出小幅增长的趋势，显示出市场需求的多样化和储能技术的普及化。

一、新型储能持续快速发展，在电力储能中的占比大幅提高

新型储能累计装机首次超过100GWh，排名前10的省份新增装机均达到1GWh以上。根据CNESA DataLink全球储能数据库不完全统计，截至2024年6月底，中国已投运电力储能项目累计装机规模103.3GW（包括抽水蓄能、熔融盐储热、新型储能），同比增长47%，比去年底增长20%。其中抽水蓄能累计装机占比继去年首次低于60%之后，再次下降近10个百分点，接近50%，为52.7%；新型储能累计装机首次超过100GWh，达到48.18GW/107.86GWh，功率规模同比增长129%，能量规模同比增长142%，在电力储能中的占比达到46.6%，比2023年底提高了6.7个百分点。

2024年1-6月全国新增投运新型储能装机达到13.67GW/33.41GWh，功率和能量规模同比均增长71%；6月份新增装机最大，达到6.08GW/12.99GWh。排名前10的省份新增装机均达到1GWh以上，分别为新疆、江苏、山东、浙江、广西、湖北、广东、内蒙、甘肃、河北，其中新疆能量规模第一、江苏功率规模第一。

从储能招投标数据看，据有关统计，前7个月储能招标规模达到30.46GW/82.16GWh，同比上涨了92.7%和105.7%，电池系统、储能系统和EPC的招标量均超去年同期水平（以能量规模计算），同比+86%、+29%、+124%；月度招标总量均高于去年同期水平，月均招标总量10GWh+（含电池系统、储能系统和EPC ）。这一强劲的增长态势无疑为全年储能装机量的攀升奠定了坚实的基础。

源网侧电力储能加速发展。源网侧招标规模高于去年同期，特别是电网侧招标规模涨幅最大，同比+140%，占比提升12个百分点；集采/框采规模近30GWh，同比+20%，超过60%的采购规模来自储能系统。

图1:2024年H1我国各类储能装机占比      资料来源：中关村储能产业联盟

二、独立储能和大项目增速明显，用户侧储能装机实现大比例增长

独立大型储能项目增速明显。据有关统计，2024年上半年国内投运储能项目1171个，同比增加95%。单体项目规模正式进入GWh时代，不仅先后有4个GWh级超大单体项目实现并网，而且完成采招项目的最大单体规模已经达到2.6GWh。此外，百兆瓦级项目数量增速明显，50余个100MW级项目相继投运。据CNESA数据显示，百兆瓦级项目数量同比增长30%，规划和建设中的项目更是超过去年全年水平新增项目中，2-4小时项目数最多，占比78%。

另据中电联统计，截至2024年6月，大型、中型、小型及以下电化学储能电站总装机分别为20.45GW、14.41GW、0.51GW。百兆瓦级以上大型电站装机占比由2020年的23%提升至58%，电化学储能逐步向集中式、大型化发展，其应用场景主要为独立储能，占大型电站总装机的75%以上。

随着容量租赁机制推出，大储应用场景从强制配储向独立储能转变趋势明确。2023年新型储能新增装机中约54%为电网侧独立储能，2024年上半年完成设备采招的独立储能规模达到了37.4GWh，占比55%。

表1：2024年H1国内大型储能项目表

电网侧储能需求猛增。源网侧大储装机合计占新型储能的92%，招标规模亦高于去年同期。特别是电网侧招标规模涨幅最大，同比增长140%，占比提升12个百分点；集采/框采规模近30GWh，同比增长20%，超过60%的采购规模来自储能系统。招标主体集采/框采规模放量，Top4规模均超5GWh，全部高于去年同期水平。其中国家能源集团集采/框采规模最大，同比+157%；中车株洲所，阳光电源、海博思创、远景能源入围标段数最多。

用户侧装机规模实现6倍以上增长，占比亦得到大幅提高。用户侧装机占比较去年同期提升6个百分点，装机规模同比增长超过650%；支持可再生能源并网、大容量能源服务、用户能源管理服务是各应用领域最主要的服务。得益于峰谷价差持续拉大和时段的优化，用户侧储能的市场热度持续升高。2024年上半年新增备案项目5231个，备案项目用户侧数量占比最大，接近70%，浙江备案总项目数和用户侧项目数均领先全国。

独立共享储能作为最主要储能应用模式的地位得到进一步巩固和扩大。随着容量租赁机制推出，大储应用场景从强制配储向独立储能转变趋势明确，2023年新型储能新增装机中约54%为电网侧独立储能，2024年上半年完成设备采招的独立储能规模达到了37.4GWh，占比55%，独立储能在新增并网项目中的占比已经超过60%，市场份额进一步提升。

实施独立储能示范项目已经成为多数地区实现本地储能快速发展的重要手段。江苏通过实施“迎峰度夏”纳规项目，2024年上半年新增储能装机居全国之冠；四川、云南、内蒙古等地也在上半年首次部署了本地的独立储能示范项目。在政策层面，通过建设共享储能或实施容量租赁的方式满足新能源配储需求获得明确支持和鼓励。云南、湖南、湖北的支持政策中，独立储能可以按照装机容量的一定比例实施容量租赁；河南、河北更是直接要求新增新能源项目不再单独配建容量低于100MW/200MWh的储能设施。

构网型储能已成为我国新型电力系统建设的刚需得到提速。由于新能源发电占比快速提升，我国电力系统逐渐呈现“双高”特征（高比例可再生能源、高比例电力电子设备），在我国西部新能源电力装机中心与东部用电负荷中心逆向分布情况下该问题尤为突出，电网不稳定性加剧、新能源消纳压力加大。构网型储能以电池作为能量载体，以储能变流器作为传递媒介、辅以构网控制核心虚拟大型的同步发电机，为电网提供惯性同时解决电网调峰调频能力不足缺陷，进一步提升电力系统友好性同时增加新能源电力消纳率，已成为我国新型电力系统建设刚需。

截至2024年6月，国家及包括新疆、内蒙、西藏等在内的多个省份发布政策鼓励或强制区域构网型储能建设。据不完全统计，自2023年截至今年6月，国内已完成2.28GW/7.58GWh构网型储能项目招标，其中多以西北、西南等弱电网、消纳压力较大的区域为主。伴随全国层面指导性政策定调与地方强制装机量指导，国内构网型储能有望实现从“1-10”的发展。

储能系统中标价渐趋稳定，市场竞争烈度有所缓解。储能系统市场价格上半年整体比去年同期仍呈下降趋势，但上半年整体中标均价趋稳，为0.676元/Wh，同比-49%，与年初相比下降9%；此外，上半年出现了低于0.5元/Wh的报价，创历史新低。EPC上半年中标均价相对储能系统波动较大，中标均价1.369元/Wh，同比-27%，与年初相比下降14%，降幅大于储能系统。

电价成为国内储能政策触及最多的方向。在发电侧和电网侧，14个地区制定了储能参与中长期市场、电力现货市场的充放电电价机制，储能充放电电价有据可依。在用户侧，10个地区发布了新的分时电价政策，将午间时段设置成低谷时段成为大势所趋。随着光伏装机规模的快速增长，我国的电力供需情况已发生了很大的变化。从2023年至今，我国已有17个区域设置有午间低谷。未来，光储融合或将创造新的储能应用点。

三、非锂储能技术开始崭露头角，长时储能需求提到台面

技术创新是推动储能行业持续发展的核心动力。2024年上半年，中国储能技术在锂离子电池的基础上，不断向多元化、高安全性、长寿命方向迈进，非锂储能技术更是实现了重大突破，呈现出百花齐放的发展态势。

技术分布上，磷酸铁锂电池储能仍是主流，非锂储能技术应用逐渐增多：压缩空气储能、全钒液流电池、钠离子电池、熔盐储能等非锂储能技术，凭借其各自独特的优势，在多个项目中得到了验证和应用。截至2024年6月，累计投运的锂离子电池储能项目总能量72.86GWh、占比97.09%(锂离子项目中99.84%为磷酸铁锂)，其次为铅酸/铅炭电池(1.64%)、液流电池(0.69%)、其他电池类型(0.57%)。

非锂储能项目中，首个100MWh级钠电储能项目、最大规模混合储能项目、300MW级压缩空气储能项目并网；100MWh级重力储能项目首套充放电单元测试成功、100MWh级飞轮独立储能电站正在建设中；工商业用户侧长时液流电池项目投入使用。压缩空气储能技术山东肥城国际和湖北应城两个300MW级项目的成功并网，标志着中国乃至全球压缩空气储能电站正式迈入“300MW级”单机商业化新时代。这些非锂储能技术的快速发展，不仅丰富了储能技术的种类，也为解决锂资源短缺、降低成本、提高安全性等问题提供了新的解决方案。此外，“锂电+非锂电”的混合应用方案在大量地区和开发商的示范项目中得到应用。

由于可再生能源发电具有间歇性的特点，主要发电时段和高峰用电时段错位，存在供需落差。随风光新能源发电渗透率持续上升，平衡电力系统的负荷要求增加，储能设备在晚间用电高峰高功率放电，高峰放电持续时间将超过4h。而且随着可再生能源发电渗透率越高，所需储能时长越长，按照美国加州夏季单日电池储能设备的充放电曲线，2045年当其太阳能发电达到75%时，需要在白天存储8到12个小时的电能，晚间存储调度量也将增加，最多时需连续放电12 小时，长时储能发展不可或缺。

相较于短时储能，长时储能系统可更好地实现电力平移，将可再生能源发电系统的电力转移到电力需求高峰时段，起到平衡电力系统、规模化储存电力的作用。按照美国加州经验，当风光新能源发电超过20%之时，就必须配置4h以上的长时储能设备，才能满足削峰填谷、保障电力供应的客观现实需要。有分析数据显示，当电力系统中风电、太阳能发电量占比超过50%时，需要解决数天、数周乃至跨季节的电力电量平衡问题。由于2至4小时的短时储能不具备相应的支撑能力，大规模长周期储能的作用将会进一步凸显。长时储能凭借长周期、大容量特性，能够在长时间维度上平抑新能源发电带来的波动，保障季节性及极端天气下的电力供应。据国家能源局发布的2024年1~7月份全国电力工业统计数据，截至2024年7月底，我国太阳能和风电总装机达到12.061亿千瓦（1206.1GW），占比达到39.03%；2024年上半年，我国太阳能光伏和风电发电量合计达9007亿千瓦时（90.07万GWh），约占全部发电量的20%，同比增长23.5%，已达至配置4h小时以上长时储能设备的门槛。

势银（TrendBank）数据库显示，截至目前，我国已建设长时储能项目（包括液流电池、压缩空气和氢储能等）共计221个，总功率规模达20.63GW，累计装机规模约0.73GW。势银（TrendBank）研究认为，三北地区为了解决大比例新能源发电接入电网，表前储能（即电源侧和电网侧）更有发展潜力，长时储能技术在源、网侧的大规模储能场景比锂电池储能更具优势；华东地区作为用电负荷中心，用户侧储能需求较大，在需要满足跨月、跨季及跨区域能量转移时存在配置长时储能的必要性。

作为长时储能中的一个重要技术赛道，液流电池具备本征安全的特点，在高安全性要求的储能领域中具备优势，虽然液流电池正处于商业化初期，但随着长时储能趋势逐渐明朗，液流电池热度只增不减。据不完全统计，2023年我国液流电池产能规划已超过90GWh,投资金额超417亿，签约/在建/投产项目近40个。液流电池发展显著提速，预计2025年国内液流电池出货量将超过10GWh(按4小时测算，含出口)，复合增速超90%。

四、中国储能强势崛起，中国企业已成全球储能的绝对主力

彭博新能源财经（BNEF）发布截至2024年Q3全球38家一级标准储能供应商名单，其中，中国企业占据27个席位，占比超70%，包含9家电芯供应商和18家系统集成商。上榜的其他11家储能厂商则分别为特斯拉（美国）、Fluence（美国）、Powin Energy（美国）、FlexGen Power Systems（美国）、Eos Energy（美国）、三星SDI（韩国）、Saft（法国）、瓦锡兰（芬兰）、Canadian Solar e-STORAGE（加拿大）、NHOA Energy（意大利）、Invinity（英国）。

上述38家储能企业中，除英国的Invinity Energy Systems专注于钒液流电池（VRFB）技术、Eos Energy选择锌电池技术路线外，其他厂商则均为锂电池技术路线。

中国储能企业在今年Q1、Q2、Q3全球一级标准储能供应商名单中的占比，分别为56%、66%、71%，呈现逐季上升的趋势。这在一定程度上表明，中国的锂电池品牌在全球范围内具有较高的认可度。同时，也是市场对我国储能电池产品品质、技术实力及服务质量的再次肯定。

有13家中国储能企业连续三个季度上榜，其中包括7家电芯厂商。这13家企业分别为宁德时代、比亚迪、亿纬锂能、瑞浦兰钧、海辰储能、国轩高科、南都电源、天合储能、阳光电源、采日能源、融和元储、科华数能、中车株洲所。其中，Q2新增的电芯厂商为远景储能；Q3则较Q2再次新增了鹏辉能源。

表2：全球38家一级标准储能供应商名单

五、储能装机增速高于风电光伏将是常态，未来需求更加紧迫

   中关村储能产业技术联盟（CNESA）发布的白皮书显示，2023年中国新增投运新型储能装机规模21.5GW/46.6GWh，功率和能量规模同比增长均超150%，3倍于2022年新增投运规模水平。这一增速大大超过了同期的光伏、风电新增装机的增速。而未来，储能装机增速高于风电、光伏将是常态。

国家能源局今年7月年中发布会的数据显示，2024年6月底，全国可再生能源发电装机达到16.53亿KW（1653GW），约占我国发电总装机的53.8%；同期，可再生能源发电量（1.56万亿KWh）占比为35.1%。其中，风、光发电量（合计9007亿KWh）约占全部发电量的20%，同比增速约为23%。按照这样的增速，未来风光发电量的占比仍在继续快速攀升。

据相关测算，中国要实现“双碳”目标，至少需要100亿KW（10TW）的风电光伏装机，目前刚刚超过12亿KW（1.2TW），空间和潜力巨大。但随着风电、光伏发电量渗透率已经达到20%，已经接近电网承受的极限，对电网安全稳定运行带来巨大挑战。电力系统要兼容高比例风电、光伏新能源，大规模配储是必然。风光要继续发展，储能必须先行。中关村储能技术产业联盟CNESA预计，今年下半年我国新型储能将继续保持快速增长态势，全年新增装机41.21GW，同比增长约91.67%。预计“十四五”最后两年，新增储能装机仍呈快速增长态势，超额完成目前各省的规划目标；“十五五”呈现一个平稳增长的态势。

据CNESA预测，保守场景下，预计2028年我国新型储能累计装机规模将达到168.7GW，2024-2028年复合年均增长率（CAGR）为37.4%；预计2030年新型储能累计装机规模将达到221.2GW，2024-2030年复合年均增长率（CAGR）为30.4%，年平均新增储能装机规模为26.6GW。

理想场景下，预计2028年我国新型储能累计装机规模将达到220.9GW，2024-2028年复合年均增长率（CAGR）为45.0%。预计2030年新型储能累计装机规模将达到313.9GW，2024-2030年复合年均增长率（CAGR）为37.1%，年平均新增储能装机规模为39.9GW。

2024年，国家首次将“发展新型储能”纳入政府工作报告，标志着储能行业的发展将成为我国经济社会发展的重要任务之一，作为拉动国家经济增长的新引擎，得到国家战略层面的支持实现更好、更快的发展。

今年上半年，国家能源局发布《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》，积极支持新能源+储能、聚合储能、光储充一体化等联合调用模式的发展。同时，国家能源局还印发了《电力系统新型储能电站规划设计技术导则》征求意见稿、《2024年能源工作指导意见》等政策规范，为储能各类应用场景提供了系统性指导。国家发改委发布了《电力市场基本运行规则》，为储能系统作为新型经营主体参与电力市场提供了明确的法律依据和操作规范。7月份国家发展改革委、国家能源局、国家数据局联合印发《加快构建新型电力系统行动方案（2024—2027）》提出，围绕不同应用场景对爬坡速率、容量、长时间尺度调节及经济性、安全性的需求，探索建设一批液流电池、飞轮、压缩空气储能、重力储能、二氧化碳储能、液态空气储能、钠离子电池、铅炭电池等多种技术路线的储能电站。通过合理的政策机制，引导新型储能电站的市场化投资运营。

近日，中共中央、国务院印发《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》提出，加快构建新型电力系统。加强清洁能源基地、调节性资源和输电通道在规模能力、空间布局、建设节奏等方面的衔接协同，建设智能电网，加快微电网、虚拟电厂、源网荷储一体化项目建设。深化电力体制改革，进一步健全适应新型电力系统的体制机制。这些政策的出台，凸显了储能在当前和未来提高电力系统调节能力的重要性和迫切性。

此外，浙江、广东、江苏等多个地区发布储能项目补贴政策，积极支持源网侧和工商业用户侧储能项目建设，进一步推动储能项目的市场化进程，我国新型储能将继续沿着市场化的快车道加速发展。

随着新型电力系统建设提速，利用储能调节电力的需求日益增加。储能行业如何实现更加健康可持续的发展，成为业内关心的重要问题。中国化学与物理电源行业协会秘书长王泽深指出，当前受新能源大基地建设、分布式光伏发展、区域弱电网运行等因素影响，保障电力安全可靠供应面临多重考验，新型电力系统对储能的需求将不断增长，对储能的支撑、调节能力也提出了更高要求。

在近日举办的碳中和能源高峰论坛暨第四届中国国际新型储能技术及工程应用大会与新型储能技术青年科学家论坛上，中国工程院院士、南方电网公司首席科学家饶宏指出，目前新型储能装机约占风光新能源装机的3.2%；到2025年新型储能规模可能突破100GW，约占新能源6.7%，正在形成事实上的“规模化”发展。

据中国物理与化学电源行业协会储能应用分会预计，到2025年新型储能产业规模有望突破万亿元，到2030年预计接近3万亿元。电动汽车作为中长期补充电化学储能的重要方式之一，也将在推动储能技术发展和应用中发挥重要作用。

六、产业集聚加快，储能产业呈集群化发展

凭借完善的产业链配套、科教创新资源等优势，锂电产业链在长三角、珠三角、京津冀等东部地区逐渐形成产业集群，一批产业链龙头及创新企业在集群土壤中孕育壮大。与此同时，近年来由于电力、人力及原材料等价格的上涨，锂电产业逐渐开始向青海、四川（宜宾、遂宁等）、重庆等中西部地区转移。未来中西部地区将依托锂资源优势和生产要素成本优势，完善上游原材料开采、加工及锂电制造环节；而东部地区则凭借其发达的工业基础，着力发展锂电研发等技术创新领域。锂电产业的梯度化专业分工将愈加明显。

分区域产业布局看：长三角区域，依托良好的工商业基础、丰富的应用场景及完备的光伏产业链，工商业储能快速发展，产业集聚将进一步加快。珠三角区域，依托其峰谷价差电力交易机制优势，以及亿纬锂能、鹏辉能源、欣旺达等一众龙头企业带动，全产业链协同加速布局，将推动进一步形成集聚态势。京津冀区域，依托北京良好的科技创新优势，昌平区和房山区两大新型储能产业示范园加快建设；同时，联动河北、天津良好的资源场景优势，产业协同将进一步深化，推动新型储能产业优质科技成果加速孵化转化。

从储能产业的投融资看：长三角、珠三角、京津冀区域最为活跃，且各有特色。2024年上半年，长三角产业先发优势突出，产业发展、技术创新、金融投资等各方面优势进一步显现，新型储能产业共有13起投融资。其中以上海数量最多共4起，主要集中在储能系统集成等领域。京津冀地区表现突出，数量排名第二，共有7起。其中北京3起、天津4起。投融资侧重新型储能重点技术路线布局，如飞轮储能、液流电池、压缩空气储能等。珠三角投融资活动相对平稳，共有6起，主要集中在深圳、广州，主要涉及储能系统及大规模储能等领域。

END