2024年中国新型储能行业发展白皮书.pdf

ELECTRIC ENERGY STORAGE ALLIANCE储 能 领 跑 者 联 盟ELECTRIC ENERGY STORAGE ALLIANCE储 能 领 跑 者 联 盟中国新型储能行业发展白皮书?机遇与挑战前言 随着全球碳中和及能源转型进程的推进，新型储能在世界范围内正迎来前所未有的发展机遇。作为全球最大的能源生产和消费国，中国既面临着能源安全和环境可持续性的挑战，同时也蕴藏着巨大的发展潜力。2023年，中国储能产业在政策、商业模式等多方利好下取得跨越式发展，已经成为我国实现能源转型道路上强有力的支撑。这一年，我国储能完善的产业链优势持续凸显，工商业、共享储能等应用场景展现出强劲的发展潜力；这一年，储能企业发力突围，新材料、新技术、新工艺、新产品不断涌现。笃行如初，行稳致远，储能是我国实现碳中和，构建清洁、低碳、安全、高效的新型电力系统时不可或缺的力量。新的一年，我们感叹储能产业前程似锦的同时，也略嗅一丝寒意；新的一年，我们要识变、应变、求变，在大战大考，大风大浪中守望相助；新的一年，保安全、降成本、提效益仍是我们必解的课题。因此，我们迫切需要产业链上下游企业，潜心攻关、精研产品、协同创新，共同推动碳中和大背景下的能源变革。储能领跑者联盟,简称EESA(ELECTRIC ENERGY STORAGE ALLIANCE)作为致力于深度赋能行业的平台，在本次白皮书中，我们将全面展示碳中和背景下的储能行业机遇与挑战。与此同时，为了更好地展示不同储能技术在这个变革节点上的发展，我们邀请了部分企业共同发声，一起探讨未来储能技术趋势。此外，我们也希望通过深入研究和分析，为政府、企业和投资者提供有用的参考和决策支持，推动新型储能行业的可持续、健康和创新发展。在未来我们也将竭尽所能,为中国储能产业的发展添砖加瓦、建言献策，同时也欢迎各位同行对我们批评指正，让我们携手迎接碳中和目标下的机遇与挑战，共同铸就新型储能行业的美好未来!储能领跑者联盟理事长2024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战qRwOmMnQrMtQxOpRqOoQmM8OaO8OsQrRpNrNeRnNqMfQqQzQbRrQwPNZpNvMuOoPxO012024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战2024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战碳中和背景下全球新型储能 市场概况第一章1第一节 碳中和背景下全球新型储能市场概况.1全球源网侧储能市场.3全球工商业储能市场.4全球户用储能市场.4第二节 中国储能市场概况.5中国源网侧储能市场.6中国工商业储能市场.11第三节 碳中和背景下储能技术创新与发展趋势.17储能系统集成.19储能电池.20储能变流器.24储能电池管理系统.27储能能量管理系统.34储能出海数据安全.36储能温控技术.39储能消防技术.42第四节 碳中和背景下储能市场机遇与挑战.44储能发展的长期确定性.45储能发展的周期波动性.46储能市场发展的机遇与挑战.48目录012024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战2024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战碳中和背景下全球新型储能 市场概况第一章1第一节 碳中和背景下全球新型储能市场概况.1全球源网侧储能市场.3全球工商业储能市场.4全球户用储能市场.4第二节 中国储能市场概况.5中国源网侧储能市场.6中国工商业储能市场.11第三节 碳中和背景下储能技术创新与发展趋势.17储能系统集成.19储能电池.20储能变流器.24储能电池管理系统.27储能能量管理系统.34储能出海数据安全.36储能温控技术.39储能消防技术.42第四节 碳中和背景下储能市场机遇与挑战.44储能发展的长期确定性.45储能发展的周期波动性.46储能市场发展的机遇与挑战.48目录 中国市场在全球储能市场中始终扮演着不可或缺的角色。中国储能新增装机规模已连续两年超过美国，成为全球储能市场新增占比最高的国家。根据EESA统计，2023年中国储能市场新增装机规模达到了51GWh，约占全球储能市场新增装机规模的49%，远超美国、欧洲、亚太等其他主要地区。与此同时，全球储能市场在近年来也呈现高度集中的趋势，全球储能市场CR3地区（中、美、欧）新增占比自2020年以来就一直维持在80%以上，尤其是2023年，达到了历史最高份额（88%）。1新型储能是除抽水蓄能以外的储能形式,其可以改变电力系统即发即用的传统运营方式,提高系统灵活性调节能力。目前常见的新型储能形式有锂电储能、液流电池储能、压缩空气储能、飞轮储能等。新型储能不仅是助力风能、太阳能等间歇性、波动性、随机性可再生能源开发消纳,实现碳达峰碳中和目标的关键支撑,还是构建新型电力系统、建设新型能源体系、促进能源转型和高质量发展的重要技术和基础装备。2按照统计口径来说,国外源网侧储能项目通常称为Utility-Scale(公用事业级规模)/Grid-Scale(电网级规模)项目,通常统称为表前储能或大储,分类内通常不再进行细分。国内前期将大储项目分类为电源侧(发电侧)和电网侧两类,不同的能应用场景所发挥的作用不同。3净零排放（Net-zero emission）是指基于一个基准目标，尽可能快速地减少温室气体排放，将剩余温室气体排放量相等的温室气体从大气中移除，以平衡排放，达到净零（碳中和目标只与二氧化碳有关，而“净零”目标包括所有温室气体）。在全球碳中和的大背景下，能源转型在世界范围内已呈现不可逆趋势，在此基础上，全球储能市场也步入了飞速发展的阶段。根据EESA统计，2017-2023全球储能新增装机规模（GWh）平均增速超过了85%，尤其是在2020年后，呈现出近乎每年翻一番的增长趋势。2023年全球储能市场新增装机规模达到了103.5GWh，已超过全球储能装机的历史累计规模（101GWh）。数据来源：EESA数据库数据来源：EESA数据库图 1 2017-2023全球储能市场新增规模（GWh）根据国际能源署（IEA）全球能源部门2050净零排放3路线图，全球能源部门碳排放主要可以划分为电力和供热（Electricity and heat sectors）、终端耗能（Final consumption）以及其他能源部门(Other energy sector)。按照全球能源部门2050净零排放路线计划，若要实现巴黎协定中全球碳中和的共同目标，电力&供热部门的碳减排是各个国家在未来主要的努力方向，在2030年需要降低到接近于2010年的水平（接近12,000 Mt CO2)，这也是直接推动全球源网侧储能发展的关键因素。数据来源：国家能源局数据来源：EESA数据库图 2 2023全球储能新增装机（地域细分）图 3 2010-2030E全球二氧化碳排放(Mt CO )全球源网侧2储能市场 02032024中国新型储能行业发展白皮书全球储能市场2024中国新型储能行业发展白皮书全球储能市场3461123441042017201820192020202120222023中国美国欧洲APEC其他49%23%15%5%8%中国美国欧洲APEC其他125112010145892021148222022123022030E电力供热终端消耗其他能源部门 源网侧储能对未来全球能源转型起主要支撑作用，也是各个国家构建新型（以新能源为主的）电力系统的重要支柱。在过去全球储能发展的过程中，源网侧储能一直是全球储能市场的主要增长点，2020-2023年的平均年增长率达到了111%，和全球储能市场增速相当，呈每一年翻一番的增长态势。尽管全球源网侧储能市场装机规模增速较快，但整体新增规模占比正在呈逐年递减的状态，虽然从数据上看近4年来降幅不大，但也反映了近年来全球表后储能市场的兴起。图 4 2020-2023全球源网侧储能市场新增装机（GWh）120009(83%)20202083%20213478%20227875%2023+111%源网侧储能其他+136%+88%+111%中国市场在全球储能市场中始终扮演着不可或缺的角色。中国储能新增装机规模已连续两年超过美国，成为全球储能市场新增占比最高的国家。根据EESA统计，2023年中国储能市场新增装机规模达到了51GWh，约占全球储能市场新增装机规模的49%，远超美国、欧洲、亚太等其他主要地区。与此同时，全球储能市场在近年来也呈现高度集中的趋势，全球储能市场CR3地区（中、美、欧）新增占比自2020年以来就一直维持在80%以上，尤其是2023年，达到了历史最高份额（88%）。1新型储能是除抽水蓄能以外的储能形式,其可以改变电力系统即发即用的传统运营方式,提高系统灵活性调节能力。目前常见的新型储能形式有锂电储能、液流电池储能、压缩空气储能、飞轮储能等。新型储能不仅是助力风能、太阳能等间歇性、波动性、随机性可再生能源开发消纳,实现碳达峰碳中和目标的关键支撑,还是构建新型电力系统、建设新型能源体系、促进能源转型和高质量发展的重要技术和基础装备。2按照统计口径来说,国外源网侧储能项目通常称为Utility-Scale(公用事业级规模)/Grid-Scale(电网级规模)项目,通常统称为表前储能或大储,分类内通常不再进行细分。国内前期将大储项目分类为电源侧(发电侧)和电网侧两类,不同的能应用场景所发挥的作用不同。3净零排放（Net-zero emission）是指基于一个基准目标，尽可能快速地减少温室气体排放，将剩余温室气体排放量相等的温室气体从大气中移除，以平衡排放，达到净零（碳中和目标只与二氧化碳有关，而“净零”目标包括所有温室气体）。在全球碳中和的大背景下，能源转型在世界范围内已呈现不可逆趋势，在此基础上，全球储能市场也步入了飞速发展的阶段。根据EESA统计，2017-2023全球储能新增装机规模（GWh）平均增速超过了85%，尤其是在2020年后，呈现出近乎每年翻一番的增长趋势。2023年全球储能市场新增装机规模达到了103.5GWh，已超过全球储能装机的历史累计规模（101GWh）。数据来源：EESA数据库数据来源：EESA数据库图 1 2017-2023全球储能市场新增规模（GWh）根据国际能源署（IEA）全球能源部门2050净零排放3路线图，全球能源部门碳排放主要可以划分为电力和供热（Electricity and heat sectors）、终端耗能（Final consumption）以及其他能源部门(Other energy sector)。按照全球能源部门2050净零排放路线计划，若要实现巴黎协定中全球碳中和的共同目标，电力&供热部门的碳减排是各个国家在未来主要的努力方向，在2030年需要降低到接近于2010年的水平（接近12,000 Mt CO2)，这也是直接推动全球源网侧储能发展的关键因素。数据来源：国家能源局数据来源：EESA数据库图 2 2023全球储能新增装机（地域细分）图 3 2010-2030E全球二氧化碳排放(Mt CO )全球源网侧2储能市场 02032024中国新型储能行业发展白皮书全球储能市场2024中国新型储能行业发展白皮书全球储能市场3461123441042017201820192020202120222023中国美国欧洲APEC其他49%23%15%5%8%中国美国欧洲APEC其他125112010145892021148222022123022030E电力供热终端消耗其他能源部门 源网侧储能对未来全球能源转型起主要支撑作用，也是各个国家构建新型（以新能源为主的）电力系统的重要支柱。在过去全球储能发展的过程中，源网侧储能一直是全球储能市场的主要增长点，2020-2023年的平均年增长率达到了111%，和全球储能市场增速相当，呈每一年翻一番的增长态势。尽管全球源网侧储能市场装机规模增速较快，但整体新增规模占比正在呈逐年递减的状态，虽然从数据上看近4年来降幅不大，但也反映了近年来全球表后储能市场的兴起。图 4 2020-2023全球源网侧储能市场新增装机（GWh）120009(83%)20202083%20213478%20227875%2023+111%源网侧储能其他+136%+88%+111%图 6 2020-2023全球工商业储能新增装机（GWh）图 5 IEA 减碳方向数据来源：EESA数据库数据来源：EESA数据库数据来源：EESA数据库图 7 2021-2023全球户用储能市场新增装机（GWh）2024中国新型储能行业发展白皮书全球储能市场2024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战0405 根据IEA全球能源部门2050净零排放路线图，IEA将终端耗能部门的碳减排分为了工业、住宅、交通三大领域，其中工业领域的节能减排是碳中和道路中最重要的方向之一。针对工业应用场景，工商业储能近年来处于高增速阶段，2021-2023年全球工商业储能的年平均增长率达到了169%。工商业储能的主要需求也从最初应急备电的刚需，逐渐转变为工商业节能减排，高能耗改造，光储充一体等多元且成熟的商业场景。全球工商业储能市场户用储能对应IEA净零排放路线中住宅耗能碳减排的应用场景，按照装机容量统计，2021-2023年全球户用储能市场新增装机平均增速达到了84%。根据EESA统计，2023年 全 球 户 用 储 能 市 场 装 机 规 模 约 为16.1GWh，同比增长91%。德、意、美、日、澳仍是全球范围内户用储能市场发展较好的国家。CR5地区合计新增装机规模占比达到全球总量的71%，德国、美国、日本以及澳大利亚市场仍是全球需求较稳定的户用储能市场。全球户用储能市场2010202120222030E工业住宅交通20202021202220230.40.72.37.8+169%工商业储能新增装机（GWh）2021202220231685+84%其他比利时瑞士奥地利西班牙南非英国澳大利亚日本美国意大利德国中国储能市场概况第二章图 6 2020-2023全球工商业储能新增装机（GWh）图 5 IEA 减碳方向数据来源：EESA数据库数据来源：EESA数据库数据来源：EESA数据库图 7 2021-2023全球户用储能市场新增装机（GWh）2024中国新型储能行业发展白皮书全球储能市场2024中国新型储能行业发展白皮书机遇与挑战0405 根据IEA全球能源部门2050净零排放路线图，IEA将终端耗能部门的碳减排分为了工业、住宅、交通三大领域，其中工业领域的节能减排是碳中和道路中最重要的方向之一。针对工业应用场景，工商业储能近年来处于高增速阶段，2021-2023年全球工商业储能的年平均增长率达到了169%。工商业储能的主要需求也从最初应急备电的刚需，逐渐转变为工商业节能减排，高能耗改造，光储充一体等多元且成熟的商业场景。全球工商业储能市场户用储能对应IEA净零排放路线中住宅耗能碳减排的应用场景，按照装机容量统计，2021-2023年全球户用储能市场新增装机平均增速达到了84%。根据EESA统计，2023年 全 球 户 用 储 能 市 场 装 机 规 模 约 为16.1GWh，同比增长91%。德、意、美、日、澳仍是全球范围内户用储能市场发展较好的国家。CR5地区合计新增装机规模占比达到全球总量的71%，德国、美国、日本以及澳大利亚市场仍是全球需求较稳定的户用储能市场。全球户用储能市场2010202120222030E工业住宅交通20202021202220230.40.72.37.8+169%工商业储能新增装机（GWh）2021202220231685+84%其他比利时瑞士奥地利西班牙南非英国澳大利亚日本美国意大利德国中国储能市场概况第二章图 8 2018-2023中国储能市场新增装机规模2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场0607中 国 储 能 市 场 在“十 四 五”期 间 增 速 迅 猛，2 0 2 3 年 新 增 装 机 规 模 达 到 了 约23.22GW/51.13GWh，同比增长221%；源网侧仍占据国内储能市场的主要地位，按照装机功率统计2023国内源网侧新增装机占比高达90%；国内储能在用户侧应用则以工商业储能为主，2023新增装机（GW）占比达到了10%，其中99%为工商业储能。0.641.852.117.1623.221.213.715.9451.1302040608010012014016018020022024026005101520253035404550552019206%202020%2021260%2022221%20234.43YoY%）GWGWh数据来源：EESA数据库图12 2017-2023全球储能市场新增规模（GWh）图 10 2023年中国源网侧新型储能新增装机规模 图 11 2023源网侧储装机地域分布2023年我国共发布源网侧储能相关政策236条，其中电力市场政策发布最多且较2022年有所增加，这也反映了我国电力市场建设进程进一步加快；规划类政策中，2023年共11个省份出台了新的储能装机目标，其中山西省以“2025年10GW”的装机规划位列第一；以“容量补贴”、“投资补贴”为主的各类补贴也已成为储能装机的核心驱动。其中，内蒙古、新疆、贵州、山东、湖南、宁夏四地区装机量均超1.5GW，位列前六。2022年9月湖南省发改委出台的关于开展2022年新能源发电项目配置新型储能试点工作的通知指出，对在2022年12月底前、2023年6月底前实现全容量并网运行的新型储能项目，在计算其作为新能源发电项目配建的容量时，分别按照装机容量的1.5、1.3倍计算，这是2023年导致湖南储能装机容量增长较快，且80%的新增装机容量都在2023年6月并网运行的主要原因。电网侧电源侧用户侧独立/共享储能 97%台区及其他 3%光伏配储 57%风电配储 39.8%工商业储能 99%火储调频 2.2%电网侧52.4%电源侧37.6%用户侧10.0%2023年国内新能源市场规模持续提升，光伏风电的大规模并网拉动源网侧储能配置需求同步上涨。根据中华人民共和国工业和信息化部及其他专业机构统计数据，2023年国内集中式光伏新增中国源网侧储能市场分析图 9 2023中国储能市场新增装机（GW）应用场景细分政策分析1227211441646-50050100150200250300051015202530354045502019202020212022202320.0%181.0%206.0%260.0%甘肃安徽陕西河北辽宁黑龙江宁夏重庆河南北京天津台湾湖北江苏浙江湖南江西福建海南贵州广西四川广东香港山东云南内蒙古吉林山西新疆西藏上海澳门青海南沙群岛100X500500X10001000X15001500X2000X2000电力市场19%规划类13%配储类9%其他类49%放电补贴8%投资补贴13%功率补贴8%其他补贴50%容量补贴13%营收补贴8%补贴类10%数据来源：EESA 数据库（注：此图只显示装机功率在100MW及以上的地区）装机120.014GW，同比增长148%，风电装机45.9GW，同比增长102%。我国风光大基地项目建设持续发力，在完成首批约97GW风光基地建设后，后续还有超过450GW风光大基地项目待建。根据EESA统计，2023年中国源网侧储能新增装机21.46GW/46.40GWh，同比增长近2 0 0%，占 全 国 新 型 储 能 新 增 装 机 的96%，在我国新型储能装机结构中仍据主导地位。数据来源：EESA数据库数据来源：EESA数据库数据来源：EESA数据库图 8 2018-2023中国储能市场新增装机规模2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场0607中 国 储 能 市 场 在“十 四 五”期 间 增 速 迅 猛，2 0 2 3 年 新 增 装 机 规 模 达 到 了 约23.22GW/51.13GWh，同比增长221%；源网侧仍占据国内储能市场的主要地位，按照装机功率统计2023国内源网侧新增装机占比高达90%；国内储能在用户侧应用则以工商业储能为主，2023新增装机（GW）占比达到了10%，其中99%为工商业储能。0.641.852.117.1623.221.213.715.9451.1302040608010012014016018020022024026005101520253035404550552019206%202020%2021260%2022221%20234.43YoY%）GWGWh数据来源：EESA数据库图12 2017-2023全球储能市场新增规模（GWh）图 10 2023年中国源网侧新型储能新增装机规模 图 11 2023源网侧储装机地域分布2023年我国共发布源网侧储能相关政策236条，其中电力市场政策发布最多且较2022年有所增加，这也反映了我国电力市场建设进程进一步加快；规划类政策中，2023年共11个省份出台了新的储能装机目标，其中山西省以“2025年10GW”的装机规划位列第一；以“容量补贴”、“投资补贴”为主的各类补贴也已成为储能装机的核心驱动。其中，内蒙古、新疆、贵州、山东、湖南、宁夏四地区装机量均超1.5GW，位列前六。2022年9月湖南省发改委出台的关于开展2022年新能源发电项目配置新型储能试点工作的通知指出，对在2022年12月底前、2023年6月底前实现全容量并网运行的新型储能项目，在计算其作为新能源发电项目配建的容量时，分别按照装机容量的1.5、1.3倍计算，这是2023年导致湖南储能装机容量增长较快，且80%的新增装机容量都在2023年6月并网运行的主要原因。电网侧电源侧用户侧独立/共享储能 97%台区及其他 3%光伏配储 57%风电配储 39.8%工商业储能 99%火储调频 2.2%电网侧52.4%电源侧37.6%用户侧10.0%2023年国内新能源市场规模持续提升，光伏风电的大规模并网拉动源网侧储能配置需求同步上涨。根据中华人民共和国工业和信息化部及其他专业机构统计数据，2023年国内集中式光伏新增中国源网侧储能市场分析图 9 2023中国储能市场新增装机（GW）应用场景细分政策分析1227211441646-50050100150200250300051015202530354045502019202020212022202320.0%181.0%206.0%260.0%甘肃安徽陕西河北辽宁黑龙江宁夏重庆河南北京天津台湾湖北江苏浙江湖南江西福建海南贵州广西四川广东香港山东云南内蒙古吉林山西新疆西藏上海澳门青海南沙群岛100X500500X10001000X15001500X2000X2000电力市场19%规划类13%配储类9%其他类49%放电补贴8%投资补贴13%功率补贴8%其他补贴50%容量补贴13%营收补贴8%补贴类10%数据来源：EESA 数据库（注：此图只显示装机功率在100MW及以上的地区）装机120.014GW，同比增长148%，风电装机45.9GW，同比增长102%。我国风光大基地项目建设持续发力，在完成首批约97GW风光基地建设后，后续还有超过450GW风光大基地项目待建。根据EESA统计，2023年中国源网侧储能新增装机21.46GW/46.40GWh，同比增长近2 0 0%，占 全 国 新 型 储 能 新 增 装 机 的96%，在我国新型储能装机结构中仍据主导地位。数据来源：EESA数据库数据来源：EESA数据库数据来源：EESA数据库数据来源：EESA数据库数据来源：EESA数据库数据来源：EESA数据库图 13 源网侧储能重要政策发布时间轴（部分）2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场0809 2023年是独立储能发展元年，关于电力市场、容量补偿、容量租赁政策密集出台，促进独立储能盈利路径拓宽，市场化进程进一步加快：据EESA统计，国家及多地政府全年共发布相关政策45条，我国电力市场改革取得突破性进展。其中，关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知明确了省级、区域级、省间电力现货试运行时间节点，为省级电力现货市场建设指明了方向；关于建立煤电容量电价机制的通知通过容量电价补偿的形式使煤电回收一部分固定成本，其在电源侧的作用由发电主力逐渐向保供身份及调节性电源转变，为风光逐步让出市场，进而推动储能装机进一步提升，成为我国电力系统转型史上的里程碑事件；内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则（暂行）按放电量给予电网侧独立储能示范项目最高0.35元/千瓦时的容量补偿，一定程度上保障储能固定成本回收。政策驱动下，我国源网侧储能逐渐形成了“容量租赁、容量补偿、电能量交易、辅助服务”等多元化的盈利模式。根据各地政策推进速度的差异，其盈利模式略有区别：表 1政策驱动下我国不同地区大储盈利模式部分成熟市场政策出台密集，独立储能盈利模式更为明确：山东、山西、蒙西等地区是我国首批电力现货市场建设区域，现货市场峰谷价差较为可观，存在一定套利空间，盈利模式以“现货市场+容量租赁/容量补偿+辅助服务”为主；河南省、宁夏容量租赁市场化程度较高，已有多个项目中标，加之调峰辅助服务政策出台，经济性尚可。据EESA测算，在2小时储能系统EPC单价为1.4元/Wh，储能系统单价0.8元/Wh，电芯采购单价0.45元/Wh，初始容量80%租赁（降低5%/3年）的情况下，上述地区均可实现不同程度盈利。4现阶段我国源网侧储能存在项目利用率不足、成本疏导困难等问题，故“共享模式、收益灵活”的独立储能逐渐成为建设重点。但独立储能容量租赁难达预期、电力市场收益处于较低水平，缺乏稳定可持续的商业模式依旧是发展痛点。因此，加快储能成本疏导将成为政策长期引导方向。随着我国电力市场改革的不断深化，现货、辅助服务及容量市场成熟度将进一步加深，未来独立储能收益呈现“短期靠补偿、长期靠市场”的特点。从容量补偿收益来看，已有多个省份发布容量补偿及其他补贴政策，刺激省内储能装机放量，如山西、山东、内蒙古；但从2022-2023年底山东政策调整过程来看，容量补偿退坡是确定性趋势，以容量补偿为过渡、以容量市场作为发展目标，在容量资源配置中引入市场竞争，促进容量市场化定价将是未来建设重点。从现货市场来看，随着2023年国家发改委、能源局关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知的发放，2024年我国区域电力市场及省内现货市场政策出台将逐渐密集，浙江、河南、辽宁、江苏等地现货市场或将取得突破性进展；现货市场还原了电力的商品本质，构建了由供需决定的电力价格体系，预计我国现货市场峰谷价差将逐步扩大，促进储能长期收益灵活性。从辅助服务市场来看，前期我国辅助服务市场定价均为政策规定，且初期价格较高；随着电力辅助服务市场的发展，储能参与辅助服务市场将呈现出两大趋势：辅助服务种类多样化、辅助服务价格市场化。总之，随着规模化降本及收益模式拓宽的双轮驱动下，未来储能电站投资将由政策驱动转向市场价值驱动，促进储能行业稳定健康发展。近年来，随着我国能源转型战略的持续推进，分布式光伏迅速发展。据统计，2023年全国新增分布式光伏装机约96GW，与此同时，近期，随着我国分布式光伏大规模接入电网，光伏发电消纳矛盾更加突出，也给配电网带来一定压力，已经对当地发用电平衡产生较大影响。2023年底，一些地区已经暂停或暂缓分布式光伏项目备案、建设和并网。台区储能是指在配电网中，通过安装储能设备来实现对电能的储存和释放，以平衡电网负荷和提高供电可靠性的技术。这种储能设备通常安装在配电变压器所在的电力配电站或台区内，用于应对配电网中的瞬时负荷波动和峰值负荷需求，提高电网的稳定性和响应速度，解决分布式光伏消纳难题。相较于配电网改造，台区储能可便捷高效解决分布式光伏消纳问题，发展前景广阔。目前台区储能主要作为分布式新能源开发过程中的成本项，收益模式有租赁、峰谷套利等，项目经济性较差，未来或可通过容量补偿机制、参与辅助服务等形式来保障台区储能收益。区域分析中长期市场现货市场调峰一次调频二次调频黑启动爬坡备用内蒙古蒙东蒙西蒙西蒙东山西山东宁夏广东河南甘肃新疆河北湖南湖北浙江广西成熟市场潜力市场容量租赁地区电能量市场辅助服务市场容量补偿图 14 成熟市场独立储能项目内部收益率012345678910111213141516170,00,51,01,52,02,53,03,54,04,55,05,56,06,57,07,5山西内蒙古（蒙西）河南宁夏山东IRR(%)投资回收期（年）42小时储能系统EPC1.4元/Wh，4小时储能系统EPC1.15元/Wh；不同省份容量租赁指导价格及市场价格存在差异，已作相应调整。此内容仅供学习交流，不构成任何投资依据。数据来源：EESA数据库数据来源：EESA数据库数据来源：EESA数据库图 13 源网侧储能重要政策发布时间轴（部分）2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场0809 2023年是独立储能发展元年，关于电力市场、容量补偿、容量租赁政策密集出台，促进独立储能盈利路径拓宽，市场化进程进一步加快：据EESA统计，国家及多地政府全年共发布相关政策45条，我国电力市场改革取得突破性进展。其中，关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知明确了省级、区域级、省间电力现货试运行时间节点，为省级电力现货市场建设指明了方向；关于建立煤电容量电价机制的通知通过容量电价补偿的形式使煤电回收一部分固定成本，其在电源侧的作用由发电主力逐渐向保供身份及调节性电源转变，为风光逐步让出市场，进而推动储能装机进一步提升，成为我国电力系统转型史上的里程碑事件；内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则（暂行）按放电量给予电网侧独立储能示范项目最高0.35元/千瓦时的容量补偿，一定程度上保障储能固定成本回收。政策驱动下，我国源网侧储能逐渐形成了“容量租赁、容量补偿、电能量交易、辅助服务”等多元化的盈利模式。根据各地政策推进速度的差异，其盈利模式略有区别：表 1政策驱动下我国不同地区大储盈利模式部分成熟市场政策出台密集，独立储能盈利模式更为明确：山东、山西、蒙西等地区是我国首批电力现货市场建设区域，现货市场峰谷价差较为可观，存在一定套利空间，盈利模式以“现货市场+容量租赁/容量补偿+辅助服务”为主；河南省、宁夏容量租赁市场化程度较高，已有多个项目中标，加之调峰辅助服务政策出台，经济性尚可。据EESA测算，在2小时储能系统EPC单价为1.4元/Wh，储能系统单价0.8元/Wh，电芯采购单价0.45元/Wh，初始容量80%租赁（降低5%/3年）的情况下，上述地区均可实现不同程度盈利。4现阶段我国源网侧储能存在项目利用率不足、成本疏导困难等问题，故“共享模式、收益灵活”的独立储能逐渐成为建设重点。但独立储能容量租赁难达预期、电力市场收益处于较低水平，缺乏稳定可持续的商业模式依旧是发展痛点。因此，加快储能成本疏导将成为政策长期引导方向。随着我国电力市场改革的不断深化，现货、辅助服务及容量市场成熟度将进一步加深，未来独立储能收益呈现“短期靠补偿、长期靠市场”的特点。从容量补偿收益来看，已有多个省份发布容量补偿及其他补贴政策，刺激省内储能装机放量，如山西、山东、内蒙古；但从2022-2023年底山东政策调整过程来看，容量补偿退坡是确定性趋势，以容量补偿为过渡、以容量市场作为发展目标，在容量资源配置中引入市场竞争，促进容量市场化定价将是未来建设重点。从现货市场来看，随着2023年国家发改委、能源局关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知的发放，2024年我国区域电力市场及省内现货市场政策出台将逐渐密集，浙江、河南、辽宁、江苏等地现货市场或将取得突破性进展；现货市场还原了电力的商品本质，构建了由供需决定的电力价格体系，预计我国现货市场峰谷价差将逐步扩大，促进储能长期收益灵活性。从辅助服务市场来看，前期我国辅助服务市场定价均为政策规定，且初期价格较高；随着电力辅助服务市场的发展，储能参与辅助服务市场将呈现出两大趋势：辅助服务种类多样化、辅助服务价格市场化。总之，随着规模化降本及收益模式拓宽的双轮驱动下，未来储能电站投资将由政策驱动转向市场价值驱动，促进储能行业稳定健康发展。近年来，随着我国能源转型战略的持续推进，分布式光伏迅速发展。据统计，2023年全国新增分布式光伏装机约96GW，与此同时，近期，随着我国分布式光伏大规模接入电网，光伏发电消纳矛盾更加突出，也给配电网带来一定压力，已经对当地发用电平衡产生较大影响。2023年底，一些地区已经暂停或暂缓分布式光伏项目备案、建设和并网。台区储能是指在配电网中，通过安装储能设备来实现对电能的储存和释放，以平衡电网负荷和提高供电可靠性的技术。这种储能设备通常安装在配电变压器所在的电力配电站或台区内，用于应对配电网中的瞬时负荷波动和峰值负荷需求，提高电网的稳定性和响应速度，解决分布式光伏消纳难题。相较于配电网改造，台区储能可便捷高效解决分布式光伏消纳问题，发展前景广阔。目前台区储能主要作为分布式新能源开发过程中的成本项，收益模式有租赁、峰谷套利等，项目经济性较差，未来或可通过容量补偿机制、参与辅助服务等形式来保障台区储能收益。区域分析中长期市场现货市场调峰一次调频二次调频黑启动爬坡备用内蒙古蒙东蒙西蒙西蒙东山西山东宁夏广东河南甘肃新疆河北湖南湖北浙江广西成熟市场潜力市场容量租赁地区电能量市场辅助服务市场容量补偿图 14 成熟市场独立储能项目内部收益率012345678910111213141516170,00,51,01,52,02,53,03,54,04,55,05,56,06,57,07,5山西内蒙古（蒙西）河南宁夏山东IRR(%)投资回收期（年）42小时储能系统EPC1.4元/Wh，4小时储能系统EPC1.15元/Wh；不同省份容量租赁指导价格及市场价格存在差异，已作相应调整。此内容仅供学习交流，不构成任何投资依据。图 16 2019-2023全社会及分产业用电情况（亿千瓦时）近五年来，我国第二产业5用能不断增长，2023年全国工业和信息化工作会议指出，我国将大力推进新型工业化，锻长板，补短板，培育新兴产业，非高载能6第二产业用电将呈现刚性增长。根据电力规划总院数据，中国第二、第三产业用电量在近5年间持续上涨，截至2023年中国全社会用电量总计92,241亿千瓦时，同比增长6.86%，二、三产业用电量保持逐年增长态势。其中第二产业中高技术及装备制造业的用电表现尤为亮眼，全年用电量同比增长11.3%，超过制造业整体增长水平3.9个百分点，此外光伏设备及元器件制造业用电量同比增长76.8%，新能源车整车制造用电量同比增长38.8%，消费品制造业各季度的同比增速及两年平均增速呈逐季上升态势。因此，在国内全面落实工业领域及重点行业碳达峰实施方案，同时避免欧美碳边境调节机制对国内高载能行业的影响的大背景下，倒逼我国第二、第三产业需要进行节能以及绿色用能改造。在用电量不断提升的同时，以工商业为主的第二、第三产业需要加速低碳转型，这也进一步推进了工商业储能市场在国内的发展。中国工商业储能市场市场分析2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场2024中国新型储能行业发展白皮书中国储能市场10115中国的三次产业划分是：第一产业是指农、林、牧、渔业。第二产业是指采矿业，制造业，电力、热力、燃气，建筑业。第三产业是指除第一产业、第二产业以外的其他行业。6我国非高载能第二产业指，除了钢铁、有色、建材及化工行业外的第二产业。20192020202120222023第二产业用电量第三产业用电量全社会用电量据中国电力企业联合会数据，2024年全年全社会用电量9.8万亿千瓦时，同比增长6%左右。预计2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦，其中光伏新增装机171GW，集中式光伏占比约48%，新增装机85.44GW；风电新增89GW，新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。按 照 平 均“1 0%，2.4 h”配 储 比 例 计 算，预 计 2 0 2 4 年 电 源 侧 储 能 新 增 装 机 可 达 到16.3GW/39.2GWh。