中国电化学储能/新型储能投运装机容量、市场规模、应用场景

　　一、储能行业简介

　　全球能源体系发展呈现“脱碳”趋势，以风电和太阳能发电为代表的清洁能源将逐步取代化石能源成为主要的天然能源。

　　风能和太阳能存在随机性和间歇性的特点，会导致整个高比例清洁能源系统的灵活性降低和调节能力不足，为了确保系统安全和经济运行，需要引入储能作为新的调节能力来源。

　　根据全球能源互联网发展合作组织于2020年发布的《大规模储能技术发展路线图》中预测，2050年全球清洁能源装机占比将由2016年的39%增至84%，发电量占比将由2016年的35%增至80%，其中风能、太阳能等不可调节电源的装机占比将达到68%，发电量占比将达到55%，占据主导地位。

　　储能技术在电力系统中的定位主要是利用其功率调节和能量存储的功能，直接或间接地提供调节能力，以提升电力系统的灵活性、经济性和安全性。

　　在诸多储能技术中，抽水蓄能技术最为成熟且总量规模最大，其次为以锂电池为主的电化学储能技术，其他如压缩空气储能、飞轮储能、蓄冷蓄热等储能形式的装机占比较小。

　　根据中关村储能产业技术联盟(CNESA)全球储能数据项目库的不完全统计，截至2023年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模289.2GW，年增长率21.9%。抽水蓄能累计装机规模占比降幅较大，首次低于70%，与2022年同期相比下降12.3个百分点。新型储能累计装机规模达91.3GW，是2022年同期的近两倍。其中，锂离子电池继续高速增长，年增长率超过100%。

　　根据CNESA Data Link全球储能数据库的不完全统计，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%。

　　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，首次低于55%。其中新型储能累计装机达到48.18GW/107.86GWh，功率规模同比增长129%，能量规模同比增长142%。

　　为推动储能产业发展和解决电网安全性问题，我国自2021年以来出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》等多项有关储能发展的纲领性文件及细化实施方案，以及各省市配套出台的新能源电站强制配储要求，同时叠加储能项目的投资和运营补贴等扶持政策，为当前受阻于高成本、低收益率的储能行业带来了发展动能，尤其有利于配置灵活的电化学储能产业的发展。

　　二、电化学储能行业市场规模

　　据CNESA统计，截至2023年底全球新型储能市场累计装机规模约为91.326GW，较上一年末增长99.6%，其中锂离子电池储能市场份额96.9%，占据绝对主导地位。

　　2024年上半年，中国新型储能继续高速发展，根据CNESADataLink全球储能数据库的不完全统计，2024上半年新型储能新增投运装机规模13.67GW/33.41GWh，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%。

　　截至2024年6月底，从技术应用上看，锂离子电池仍然占据新型储能的主导地位，中国新增新型储能投运装机规模13.67GW，从时长分布看，新增项目(含运行、规划、在建)中，2-4小时项目数最多，从功率等级角度，运行项目中<10MW项目数最多，规划、在建项目中100-500MW项目数最多。

　　截至2024年6月底，全国已发布约2,160余项与储能直接和间接相关的政策，广东、浙江、山东、安徽等地储能政策最为集中。

　　截至目前，全国已有26个省市制定了2025年底的新型储能装机目标，总规模达86.6GW，这些规模数字已远超国家发改委《关于加快推动新型储能发展的指导意见》中设置的2025年实现30GW装机的目标。

　　可以预见，国内新型储能市场将会在“十四五”期间继续高速发展，年度新增装机规模也会屡创新高。

　　根据CNESA，保守场景下，预计2027年新型储能累计规模将达到97.0GW，2023-2027年复合年均增长率为49.3%;理想场景下，预计2027年新型储能累计规模将达到138.4GW，2023-2027年复合年均增长率为60.3%。市场将呈现快速增长的趋势。

　　从应用场景来看，自2014年以来，中国表前储能(电源侧+电网侧)装机占比一直处于持续升高态势，预计未来5年，新能源配储、独立储能仍将是中国新型储能的主要应用场景，表前储能装机占比有望进一步提升。

　　从市场化进程来看，随着开展电力现货市场的省份、市场化交易的品种逐渐增多和电力市场机制的逐渐完善，新型储能将得到市场的极大助力，商业模式趋于成熟，从而实现高质量发展。