CIES 发布《2024年中国新型储能产业发展白皮书》
由中国化学与物理电源行业协会主办，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会和中国储能网联合承办的第十四届中国国际储能大会暨展览会将于2024年3月10-12日在杭州国际博览中心召开，大会主题为“共建储能生态链，共创储能新发展”。
大会重磅发布《2024年中国新型储能产业发展白皮书》《2024中国共享储能发展研究报告》《2024中国压缩空气储能产业发展白皮书》《2024新型储能典型应用与发展趋势分析报告》等重大研究成果。
其中，《2024年中国新型储能产业发展白皮书》（以下简称白皮书）由中国化学与物理电源行业协会主编，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会课题组编写，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会专家委员会提供学术支持。
2023 年，是中国新型储能实现跨越式发展的一年，也是新型储能行业迅速成长的一年。
《白皮书》分市场篇（全球）、市场篇（中国）、政策篇（全球）、政策篇（中国）、标准篇（国际、中国）、技术分析篇、成本分析篇、安全篇、典型案例篇、未来市场预测、总结与展望11个章节全面介绍了2023年国内外两个市场储能行业发展情况，剖析储能产业政策、价格机制、标准、技术发展、应用等领域呈现的新特点；在产能过剩、行业洗牌的背景下，白皮书针对储能行业健康有序发展提出6点建议。
市场篇（全球）部分，《白皮书》介绍，2023 年全球储能累计装机功率约 294.1GW，其中：新型储能累计装机量约 88.2GW，占比为 30.0%；抽水蓄能累计装机量约 201.3GW，占比为 68.4%；蓄冷蓄热累计装机量约4.6GW，占比为1.6%。
2023年全球储能新增装机量约48.6GW，其中：新型储能新增装机量约 42.0GW，占比为 86.4%；抽水蓄能新增装机量约6.0GW，占比 12.3%；蓄热蓄冷新增装机量约 0.6GW，占比为 1.2%。
2023年全球新型储能新增装机中，各技术路径占比情况为：锂离子电池占比为92.7%，压缩空气储能占比为1.4%，飞轮储能占比为0.4%，液流电池占比为1.7%，钠离子电池占比为1.7%，铅蓄电池占比为2.0%。
分区域来看，目前美国、东亚、欧洲和澳大利亚引领了全球新型储能市场的发展，合计超过全球市场的90%。
市场篇（中国）部分，《白皮书》介绍，2023年中国储能累计装机功率约为83.7GW。 其中：新型储能累计装机功率约为32.2GW， 同比增长196.5%，占储能装机总量的38.4%； 抽水蓄能累计装机功率约为50.6GW，同比增长10.6%，占储能装机总量的60.5%；蓄冷蓄热累计装机功率约为930.7MW，同比增长69.6%，占储能装机总量的1.1%。
2023 年中国储能新增装机量约26.6GW。其中：新型储能新增装机量约21.3GW，是2022年新型储能新增装机量的3.6倍，约占2023年储能新增装机的80.3%；抽水蓄能新增
装机量约4.9GW，约占2023年新增装机总量的18.3%；蓄热蓄冷新增装机量约0.38GW，占 2023年新增装机总量的1.4%。
技术分布来看，2023 年中国新型储能累计装机中，各技术路径占比情况为：锂离子电池占比为94.9%，液流电池占比为0.9%，压缩空气储能占比为0.6%，飞轮储能占比为0.5%，铅蓄电池占比为 1.1%。
2023年中国新型储能新增装机中，各技术路径占比情况为：锂离子电池占比为97.5%，飞轮储能占比为0.7%，铅蓄电池占比为0.4%，液流电池占比为0.2%。
从项目数量来看，2023 年新增投运的新型储能项目中，电源侧投运储能项目共173个，占比约26.4%；电网侧投运储能项目共132个，占比约20.1%；用户侧投运储能项目最多，合计335个，占比约53.5%。
分区域看，2023 年新增投运电源侧储能项目主要集中于西北和华北区域，即新疆、内蒙、青海、甘肃等拥有丰富风力光伏资源储备的省份。
2023 年新增投运电网侧储能项目中，华东区域电网侧项目投运规模最大其中山东省共有22个电网侧项目投运，投运规模为2.0GW/5.1GWh，占比为61.78%。
2023 年新增投运的用户侧储能项目，主要集中于浙江、江苏和广东等省份。
政策篇（全球）部分，《白皮书》深入剖析了美、欧、日、澳等主要国家通过完善市场机制体制和财税补贴支持等政策，推动新型储能产业发展的详细情况。
政策篇（中国）部分，《白皮书》认为，中国从顶层设计、科技研发、产业管理、人才培养等方面频频出台支持政策，新型储能政策体系基本形成。
《白皮书》还详细分析了地方层面新能源配储、电力需求响应政策及用户侧储能补贴等支持政策。
具体而言，目前全国已有二十多个省份发布了鼓励或强制新能源配置储能的政策，配置比例集中在10-20% 之间，时长 2 小时左右，其中甘肃部分地区达到4小时。安徽、甘肃、宁夏等地公布多批竞争性配置项目，新能源配置储能的比例是评分重要权重。
在需求响应方面，2023年，至少14个省份给予储能电站相应的需求响应政策。
补贴政策方面，截至目前全国各地正在执行的储能补贴政策共 32 项（市 / 区级）。目前，国内补贴政策主要以用户侧为主；补贴方式主要以容量补贴、放电补贴和投资补贴为主，补贴方向主要与分布式光伏结合为主。其中浙江、江苏、四川、安徽、广东等地政策出台最为密集，浙江省龙港市、北京市、重庆市铜梁区等地方政策支持力度较大。
电力市场相关政策方面，2023 年，发改委、能源局等部门发布众多关于电力市场机制相关政策，推进电力现货市场，建立需求侧响应价格机制，利于储能电力现货市场、辅助服务市场收益，并推动新型储能多元化、产业化发。
辅助服务市场政策方面，2021 年底国家发布新版两个细则后，全国各地纷纷发布新版两个细则，各地基于本地电源与负荷特性对基本及有偿辅助服务政策作出了具体安排。
除此之外，山东、内蒙等地正在探索容量补偿政策。
现货市场方面，新型储能市场准入门槛为 5-20MW/2-4 小时，部分现货市场峰谷最大 价差超过 1 元 /kWh，新型储能峰谷电价套利存在盈利空间。
中长期交易方面，《关于做好 2023 年电力中长期合同签订履约工作的通知》要求制定与本地相适应的中长期合同价格，合理拉大峰谷价差，强化与现货价格衔接。交易时段增加至 5 段，结合各地实际按需划分峰谷时段，为各类电源及负荷配置储能营造了市场需求。
此外，绿电交易机制进一步得到完善，电力用户与新能源企业签订中长期绿电交易合同，也将扩展储能收益渠道。
《白皮书》还介绍，除国家发改委、能源局提出的国家层面的《“十四五”新型储能发展实施方案》外，在地方“十四五”规划方面，全国共计 26 个省市规划“十四五”储能装机规模约 70GW。此外，南方电网公司计划“十四五”期间推动新能源配置储能20GW，国家电网公司预计2030年公司经营区新型储能装机达到100GW。
新型储能系统的推广普及安全运行和产业发展均离不开先进完善的标准。
因此，在标准篇（国际、中国）部分，《白皮书》介绍了世界主要国家和中国在新型储能领域制定的参数要求、测试方法、安装要求、环境要求、安全标准和消防要求等方面的标准体系。
2023年，储能赛道各技术路线百花齐放，《白皮书》在技术分析篇详细介绍了2023年锂离子电池、钠离子电池、液流电池、压缩空气储能、飞轮储能、铅蓄电池等技术路径发展的新趋势。
针对行业新热点，《白皮书》重点分析了发展长时储能的必要性和包括抽水蓄能、压缩空气储能、熔盐储热等在内的长时储能技术路线对比。
《白皮书》认为，当前，储能设备的“同质化”竞争较为严重，寻求技术突破是行业推动储能行业发展的核心动力，特别是解决储能行业主要面临的成本、寿命、安全等难点痛点问题，促进储能行业的商业化、规模化发展。观察储能技术的发展动态，行业领跑者推出多项新技术，诸如基于大容量电芯，耐高温电池，5MWh+ 集成设备，具备云边协同、PACK 级气体联动功能的BMS，浸没式液冷技术，大容量级联型储能等新型技术，降低储能系统的全寿命周期成本，提升储能的可靠性和本质安全水平，实现与电网的友好互动和高效支撑。
成本分析篇部分，《白皮书》指出，从区域的成本差异来看，各地区的交钥匙工程储能项目成本差异较大。中国交钥匙工程储能项目成本区间为 135-268 元 /kWh，平均成本为 187 美元 /kWh（汇率折算为 1.34 元 / Wh，对应的功率造价约为 0.67 元 /W），比欧洲低 43%，比美国低 50%；欧洲交钥匙工程储能项目成本区间为 244-477 元 /kWh，平均成本的 328 美元 /kWh；美国交钥匙工程储能项目成本区间为 241-580 元 /kWh，平均成本 376 美元 /kWh。
未来，随着储能技术的不断发展以及储能矿产资源的回收利用，储能系统成本将不断降低。预计至 2030 年，全球平均储能成本将降为 179 美元 /kWh（2 小时系统交钥匙工程成本）。
《白皮书》还详细地介绍了各类电化学储能和物理储能投资成本。
项目中标情况来看，2023年，随着电池为主的储能设备价格大幅降低，储能系统设备造价和 EPC 造价环比下降，2023 年末储能系统中标价格对比2023年年初下跌超50% 以上。随着储能赛道日趋拥挤，产能过剩，同质化日趋严重，在低价中标的背景下，行业竞争也趋于白热化。
鉴于不同类型的新型储能在技术原理、部件结构等均有所不同，因此系统安全侧重点各有不同。
在安全篇部分，《白皮书》具体分析了电化学储能（锂离子电池、钠离子电池、液流电池和铅酸 / 炭电池等）和机械储能（压缩空气、飞轮等）安全隐患特点，并详细分析了国内外储能安全事故案例。
国外典型案例篇部分，《白皮书》列举了国外11个电源侧、电网侧、用户侧储能应用典型案例；国内部分，《白皮书》认为，对于新型储能行业来说，2023 年是“危”与“机”并存的一年，国内储能电站的建设呈现储能项目遍地开花、储能电站技术迭代加速等6个典型特征。
《白皮书》还列举了2023年锂离子电池储能、钒液流电池储能、钠离子电池储能、压缩空气储能、飞轮储能、熔盐储热等18个典型应用案例。
未来储能市场将如何发展？《白皮书》预计，到 2025 年，全球储能累计装机功率约为 440GW，其中新型储能累计装机约为328GW、抽水蓄能累计装机约为 105GW、蓄冷蓄热累计装机约为 7GW；预计到 2030 年，全球储能累计装机功率约为 970GW，其中新型储能累计装机约为 770GW、抽水蓄能累计装机约为 190GW、蓄冷蓄热累计装机约为 10GW。
预计到 2025 年，中国储能累计装机功率约为142GW，其中新型储能累计装机约为70GW、抽水蓄能累计装机约为 70GW、蓄冷蓄热累计装机约为 2GW；预计到 2030 年，中国储能累计装机功率约为 315GW，其中新型储能累计装机约为 170GW、抽水蓄能累计装机约为140GW、蓄冷蓄热累计装机约为5GW。
《白皮书》认为中国将成为未来新增装机量最多的国家，其次是美国、德国和印度。
此外，《白皮书》还对锂离子电池储能、钒液流电池储能、钠离子电池储能等细分领域市场进行了预测
在最后的总结与展望部分，《白皮书》从装机规模、行业政策、价格机制、技术发展、标准制定高度总结2023年新型储能行业成长历程；深入分析了储能行业在行业竞争、商业模式、产品出海方面面临的压力与挑战；针对行业健康有序发展，《白皮书》最后提出引导行业冷静长远开展储能产业布局、完善适应储能参与的市场机制、细化完善新型储能行业标准等6点建议。
作者：吴涛 来源：中国储能网 责任编辑：jianping
大会重磅发布《2024年中国新型储能产业发展白皮书》《2024中国共享储能发展研究报告》《2024中国压缩空气储能产业发展白皮书》《2024新型储能典型应用与发展趋势分析报告》等重大研究成果。
其中，《2024年中国新型储能产业发展白皮书》（以下简称白皮书）由中国化学与物理电源行业协会主编，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会课题组编写，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会专家委员会提供学术支持。
2023 年，是中国新型储能实现跨越式发展的一年，也是新型储能行业迅速成长的一年。
《白皮书》分市场篇（全球）、市场篇（中国）、政策篇（全球）、政策篇（中国）、标准篇（国际、中国）、技术分析篇、成本分析篇、安全篇、典型案例篇、未来市场预测、总结与展望11个章节全面介绍了2023年国内外两个市场储能行业发展情况，剖析储能产业政策、价格机制、标准、技术发展、应用等领域呈现的新特点；在产能过剩、行业洗牌的背景下，白皮书针对储能行业健康有序发展提出6点建议。
市场篇（全球）部分，《白皮书》介绍，2023 年全球储能累计装机功率约 294.1GW，其中：新型储能累计装机量约 88.2GW，占比为 30.0%；抽水蓄能累计装机量约 201.3GW，占比为 68.4%；蓄冷蓄热累计装机量约4.6GW，占比为1.6%。
2023年全球储能新增装机量约48.6GW，其中：新型储能新增装机量约 42.0GW，占比为 86.4%；抽水蓄能新增装机量约6.0GW，占比 12.3%；蓄热蓄冷新增装机量约 0.6GW，占比为 1.2%。
2023年全球新型储能新增装机中，各技术路径占比情况为：锂离子电池占比为92.7%，压缩空气储能占比为1.4%，飞轮储能占比为0.4%，液流电池占比为1.7%，钠离子电池占比为1.7%，铅蓄电池占比为2.0%。
分区域来看，目前美国、东亚、欧洲和澳大利亚引领了全球新型储能市场的发展，合计超过全球市场的90%。
市场篇（中国）部分，《白皮书》介绍，2023年中国储能累计装机功率约为83.7GW。 其中：新型储能累计装机功率约为32.2GW， 同比增长196.5%，占储能装机总量的38.4%； 抽水蓄能累计装机功率约为50.6GW，同比增长10.6%，占储能装机总量的60.5%；蓄冷蓄热累计装机功率约为930.7MW，同比增长69.6%，占储能装机总量的1.1%。
2023 年中国储能新增装机量约26.6GW。其中：新型储能新增装机量约21.3GW，是2022年新型储能新增装机量的3.6倍，约占2023年储能新增装机的80.3%；抽水蓄能新增
装机量约4.9GW，约占2023年新增装机总量的18.3%；蓄热蓄冷新增装机量约0.38GW，占 2023年新增装机总量的1.4%。
技术分布来看，2023 年中国新型储能累计装机中，各技术路径占比情况为：锂离子电池占比为94.9%，液流电池占比为0.9%，压缩空气储能占比为0.6%，飞轮储能占比为0.5%，铅蓄电池占比为 1.1%。
2023年中国新型储能新增装机中，各技术路径占比情况为：锂离子电池占比为97.5%，飞轮储能占比为0.7%，铅蓄电池占比为0.4%，液流电池占比为0.2%。
从项目数量来看，2023 年新增投运的新型储能项目中，电源侧投运储能项目共173个，占比约26.4%；电网侧投运储能项目共132个，占比约20.1%；用户侧投运储能项目最多，合计335个，占比约53.5%。
分区域看，2023 年新增投运电源侧储能项目主要集中于西北和华北区域，即新疆、内蒙、青海、甘肃等拥有丰富风力光伏资源储备的省份。
2023 年新增投运电网侧储能项目中，华东区域电网侧项目投运规模最大其中山东省共有22个电网侧项目投运，投运规模为2.0GW/5.1GWh，占比为61.78%。
2023 年新增投运的用户侧储能项目，主要集中于浙江、江苏和广东等省份。
政策篇（全球）部分，《白皮书》深入剖析了美、欧、日、澳等主要国家通过完善市场机制体制和财税补贴支持等政策，推动新型储能产业发展的详细情况。
政策篇（中国）部分，《白皮书》认为，中国从顶层设计、科技研发、产业管理、人才培养等方面频频出台支持政策，新型储能政策体系基本形成。
《白皮书》还详细分析了地方层面新能源配储、电力需求响应政策及用户侧储能补贴等支持政策。
具体而言，目前全国已有二十多个省份发布了鼓励或强制新能源配置储能的政策，配置比例集中在10-20% 之间，时长 2 小时左右，其中甘肃部分地区达到4小时。安徽、甘肃、宁夏等地公布多批竞争性配置项目，新能源配置储能的比例是评分重要权重。
在需求响应方面，2023年，至少14个省份给予储能电站相应的需求响应政策。
补贴政策方面，截至目前全国各地正在执行的储能补贴政策共 32 项（市 / 区级）。目前，国内补贴政策主要以用户侧为主；补贴方式主要以容量补贴、放电补贴和投资补贴为主，补贴方向主要与分布式光伏结合为主。其中浙江、江苏、四川、安徽、广东等地政策出台最为密集，浙江省龙港市、北京市、重庆市铜梁区等地方政策支持力度较大。
电力市场相关政策方面，2023 年，发改委、能源局等部门发布众多关于电力市场机制相关政策，推进电力现货市场，建立需求侧响应价格机制，利于储能电力现货市场、辅助服务市场收益，并推动新型储能多元化、产业化发。
辅助服务市场政策方面，2021 年底国家发布新版两个细则后，全国各地纷纷发布新版两个细则，各地基于本地电源与负荷特性对基本及有偿辅助服务政策作出了具体安排。
除此之外，山东、内蒙等地正在探索容量补偿政策。
现货市场方面，新型储能市场准入门槛为 5-20MW/2-4 小时，部分现货市场峰谷最大 价差超过 1 元 /kWh，新型储能峰谷电价套利存在盈利空间。
中长期交易方面，《关于做好 2023 年电力中长期合同签订履约工作的通知》要求制定与本地相适应的中长期合同价格，合理拉大峰谷价差，强化与现货价格衔接。交易时段增加至 5 段，结合各地实际按需划分峰谷时段，为各类电源及负荷配置储能营造了市场需求。
此外，绿电交易机制进一步得到完善，电力用户与新能源企业签订中长期绿电交易合同，也将扩展储能收益渠道。
《白皮书》还介绍，除国家发改委、能源局提出的国家层面的《“十四五”新型储能发展实施方案》外，在地方“十四五”规划方面，全国共计 26 个省市规划“十四五”储能装机规模约 70GW。此外，南方电网公司计划“十四五”期间推动新能源配置储能20GW，国家电网公司预计2030年公司经营区新型储能装机达到100GW。
新型储能系统的推广普及安全运行和产业发展均离不开先进完善的标准。
因此，在标准篇（国际、中国）部分，《白皮书》介绍了世界主要国家和中国在新型储能领域制定的参数要求、测试方法、安装要求、环境要求、安全标准和消防要求等方面的标准体系。
2023年，储能赛道各技术路线百花齐放，《白皮书》在技术分析篇详细介绍了2023年锂离子电池、钠离子电池、液流电池、压缩空气储能、飞轮储能、铅蓄电池等技术路径发展的新趋势。
针对行业新热点，《白皮书》重点分析了发展长时储能的必要性和包括抽水蓄能、压缩空气储能、熔盐储热等在内的长时储能技术路线对比。
《白皮书》认为，当前，储能设备的“同质化”竞争较为严重，寻求技术突破是行业推动储能行业发展的核心动力，特别是解决储能行业主要面临的成本、寿命、安全等难点痛点问题，促进储能行业的商业化、规模化发展。观察储能技术的发展动态，行业领跑者推出多项新技术，诸如基于大容量电芯，耐高温电池，5MWh+ 集成设备，具备云边协同、PACK 级气体联动功能的BMS，浸没式液冷技术，大容量级联型储能等新型技术，降低储能系统的全寿命周期成本，提升储能的可靠性和本质安全水平，实现与电网的友好互动和高效支撑。
成本分析篇部分，《白皮书》指出，从区域的成本差异来看，各地区的交钥匙工程储能项目成本差异较大。中国交钥匙工程储能项目成本区间为 135-268 元 /kWh，平均成本为 187 美元 /kWh（汇率折算为 1.34 元 / Wh，对应的功率造价约为 0.67 元 /W），比欧洲低 43%，比美国低 50%；欧洲交钥匙工程储能项目成本区间为 244-477 元 /kWh，平均成本的 328 美元 /kWh；美国交钥匙工程储能项目成本区间为 241-580 元 /kWh，平均成本 376 美元 /kWh。
未来，随着储能技术的不断发展以及储能矿产资源的回收利用，储能系统成本将不断降低。预计至 2030 年，全球平均储能成本将降为 179 美元 /kWh（2 小时系统交钥匙工程成本）。
《白皮书》还详细地介绍了各类电化学储能和物理储能投资成本。
项目中标情况来看，2023年，随着电池为主的储能设备价格大幅降低，储能系统设备造价和 EPC 造价环比下降，2023 年末储能系统中标价格对比2023年年初下跌超50% 以上。随着储能赛道日趋拥挤，产能过剩，同质化日趋严重，在低价中标的背景下，行业竞争也趋于白热化。
鉴于不同类型的新型储能在技术原理、部件结构等均有所不同，因此系统安全侧重点各有不同。
在安全篇部分，《白皮书》具体分析了电化学储能（锂离子电池、钠离子电池、液流电池和铅酸 / 炭电池等）和机械储能（压缩空气、飞轮等）安全隐患特点，并详细分析了国内外储能安全事故案例。
国外典型案例篇部分，《白皮书》列举了国外11个电源侧、电网侧、用户侧储能应用典型案例；国内部分，《白皮书》认为，对于新型储能行业来说，2023 年是“危”与“机”并存的一年，国内储能电站的建设呈现储能项目遍地开花、储能电站技术迭代加速等6个典型特征。
《白皮书》还列举了2023年锂离子电池储能、钒液流电池储能、钠离子电池储能、压缩空气储能、飞轮储能、熔盐储热等18个典型应用案例。
未来储能市场将如何发展？《白皮书》预计，到 2025 年，全球储能累计装机功率约为 440GW，其中新型储能累计装机约为328GW、抽水蓄能累计装机约为 105GW、蓄冷蓄热累计装机约为 7GW；预计到 2030 年，全球储能累计装机功率约为 970GW，其中新型储能累计装机约为 770GW、抽水蓄能累计装机约为 190GW、蓄冷蓄热累计装机约为 10GW。
预计到 2025 年，中国储能累计装机功率约为142GW，其中新型储能累计装机约为70GW、抽水蓄能累计装机约为 70GW、蓄冷蓄热累计装机约为 2GW；预计到 2030 年，中国储能累计装机功率约为 315GW，其中新型储能累计装机约为 170GW、抽水蓄能累计装机约为140GW、蓄冷蓄热累计装机约为5GW。
《白皮书》认为中国将成为未来新增装机量最多的国家，其次是美国、德国和印度。
此外，《白皮书》还对锂离子电池储能、钒液流电池储能、钠离子电池储能等细分领域市场进行了预测
在最后的总结与展望部分，《白皮书》从装机规模、行业政策、价格机制、技术发展、标准制定高度总结2023年新型储能行业成长历程；深入分析了储能行业在行业竞争、商业模式、产品出海方面面临的压力与挑战；针对行业健康有序发展，《白皮书》最后提出引导行业冷静长远开展储能产业布局、完善适应储能参与的市场机制、细化完善新型储能行业标准等6点建议。
作者：吴涛 来源：中国储能网 责任编辑：jianping
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