“中国，已成为全球储能基础研究、技术创新和应用示范最活跃的国家地区。”8月2日，在陕西西安举办的第八届储能西部论坛上，中关村储能产业技术联盟理事长、中国能源研究会储能专委会主任委员陈海生发布《储能技术与产业发展趋势暨CNESA Datalink2023上半年储能数据》（下称《报告》）时指出。

新型储能市场盛况空前

(相关资料图)

根据CNESA Datalink全球储能数据库，截至今年上半年，中国电力储能累计装机规模突破70GW，其中抽水蓄能累计装机48.5GW，新型储能累计装机规模突破20GW，新增投运规模超过去年全年。抽水蓄能占比首次低于70%，这意味着新投运的新型储能规模开始超越传统抽水蓄能。

今年前六个月，中国新型储能市场空前活跃。《报告》称，据不完全统计，上半年，中国新型储能项目数量是去年同期2倍多，新增规模达到去年全年的70%。百兆瓦级项目数量增速明显，40余个投运，2倍于去年全年水平；规划/在建数量业已超过去年全年水平。

而行业之所以能够得到迅速发展，离不开政策驱动。2023年上半年储能政策密集出台——270余项储能相关政策发布，国家层面政策19项，主要涉及储能示范应用、规范管理、电价改革以及多元化、智能化应用等方面。

第二批储能示范应用受到广泛关注，成为国家发展储能的风向标；储能在电力系统中的作用和价值显现，逐渐将其纳入到常规系统的各项管理中；随着第三监管周期输配电价完成核准，电价改革的思路更加明确，灵活性资源的价值有望合理疏导；结合新基建、电力市场改革进一步深化，用户侧多元化场景应用受到国家明确支持和鼓励。

从技术路线来看，上半年非锂储能技术应用逐渐增多——首个飞轮火储调频项目、首个飞轮+锂电混储调频项目、用户侧单体最大铅碳电池项目相继投入运行；300MW功率等级压缩空气加速布局，多类液流电池细分技术路线以及百兆瓦级钠电项目纳入省级示范项目清单。

在产业端，今年上半年，中国企业在全球市场中储能电池（不含基站/数据中心备电类企业）产品产销两旺——产量超过75GWh，是去年同期的两倍多，出口比重超过55%。值得一提的是，上半年碳酸锂均价下降，上游原材料与下游储能系统之间形成价格联动，储能系统中标价格下滑。

从市场需求趋势来看，储能招标规模超过60GWh，集采/框采规模两倍于去年全年水平。

资本市场愈发活跃，储能企业迎来IPO热潮。根据《报告》，今年以来，多起储能融资事件的金额都在亿元以上，上半年融资总额达到734亿元（仅统计披露具体金额的融资事件），多家产业链企业上半年进入上市进程或完成上市。

西北势头已起

从国内新型储能市场分布来看，有十三省的新增规模超100MW，六省规模超GWh。

湖南省16个百兆瓦级项目集中在6月投运，取得功率规模和能量规模“双第一”；内蒙古基于2021年保障性并网项目，山东省第二批储能释放项目相继投运，双双跻身增量前三；广西依托中能建风光储一体化首次跻身前十。

值得一提的是，西北地区的储能规模放量的势头正起。

西北地区是我国储能项目部署的重要地区，新能源配储政策拉动新型储能规模快速增长。自2022年以来，有20余个百兆瓦级电站投运，规划/在建百兆瓦级项目130余个。

《报告》提到，据不完全统计，截至2023年6月底，陕西、甘肃、宁夏、青海和新疆西北五省区已投运新型储能项目累计装机5.00GW/11.25GWh，近7成装机来自宁夏和新疆，二者的累计规模均超GW。上述五省近五年的复合增长率（2017-2022年）达109%。仅今年上半年，五省区新增投运装机就达到1.82GW/4.705GWh。西北五省区新型储能项目主要以独立储能和新能源配储应用为主，占各省累计装机的90%以上。

上半年，西北地区共发布储能相关政策29项，以新能源配储、辅助服务、电力市场等领域政策为主。

“西北地区储能政策体现了在高比例可再生能源场景下，对新型储能的规模需求、应用需求和技术需求，对新型储能的投资运营、成本疏导成为政策关注的重点，其中新疆储能政策出台密集，受到产业界广泛关注。”陈海生指出。

目前，西北五省份均已提出明确的新能源配储要求，基本以10%，2小时为主，同时，甘肃、青海、宁夏已有明确的储能“十四五”规划目标，新疆和陕西按照示范项目和新能源市场化项目推算，五省份合计规划目标达到24GW。除锂电池外，也规划了压缩空气、液流电池等长时储能技术，以及飞轮等短时高频技术的应用，为高比例新能源渗透率场景下的西北地区提供多品种服务。

表前表后市场共振

《报告》还提到，今年上半年，在新能源配储需求方面，独立储能和共享储能项目快速推进，“表前”应用规模继续大幅增长，占比达98%，与去年全年相比提升5个百分点。

而今年，从应用场景来看，用户侧储能也将恢复快速增长。

《报告》指出，用户侧是中国储能早期发展阶段的主力军，装机规模一直保持市场最大份额，基本在50%以上。

随着近两年“表前”市场的快速发展，百兆瓦级项目并网运行速度加快，用户侧因其单个项目规模较小，导致装机份额逐年递减。到去年年底，新增装机占比首次跌破10%，今年上半年更是跌至2%。

项目主要集中在江苏、浙江、广东等价差大、生产密集型、能耗大的地区。用户侧在装机规模上虽不再占据主导，但近两年，随着新型电力系统建设的持续推进，工商业用户用电负荷、用电成本以及用电量不断提升限电下的保生产压力，峰谷价差持续拉大和时段的优化，使得用户侧储能的市场热度越来越高。

备案项目数量大幅增长，仅今年6月份，全国共备案了250多个用户侧储能项目，规模合计2.7GWh，其中，江苏、浙江和广东三地项目数量占比达到81%，而三地在今年上半年的项目备案规模已达到1.5GWh。

《报告》认为，峰谷价差套利仍是用户侧储能最主要的收益来源，2023年1-6月，全国共有19个地区最大峰谷价差超过0.7元/kWh，广东价差最大，达1.352元/kWh，各地价差持续拉大，推动了安装量的上升。补贴政策是激励用户侧储能安装量提升的另一抓手，包括投资、放电、容量等补贴形式，广东、江苏、浙江政策数量最多。基础电费缴纳模式是影响用户侧储能发展的主要门槛，用户选择、项目开发、安全管理、市场准入等也是其需面对和解决的问题。

《报告》还对未来五年中国新型储能产业形势作出五大预测：一是储能技术研究保持活跃，中国将保持全球基础研究、关键技术和集成示范最活跃的国家地位。二是市场规模保持快速增长。特别是新型储能规模增长迅速，全年新增装机将达到15至20GW，超过过去十年的总和。三是产业链日趋成熟，主导全球电池供应链的趋势取发明显，电池产量有望翻番，出口占比50%以上。四是储能政策继续优化，电力市场继续优化，储能市场机制、运行机制和规范管理将持续优化。五是资本市场总体向好。市场投资保持活跃，储能指数有望企稳向好。

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