其他四大榜单，分别是国内市场储能系统出货量排名前十的中国企业，依次为：中车株洲所、海博思创、新源智储、远景能源、电工时代、融和元储、金风零碳、平高、许继和智光储能。

国内用户侧市场储能系统出货量排名前十的中国企业，依次为：奇点能源、比亚迪、采日能源、弘正储能、中天储能、沃太能源、科华数能、南瑞继保、智光储能和融和元储。

全球市场储能系统（直流侧）出货量排名前五位的中国企业，依次为：比亚迪、远信储能、精控能源、中天储能和昆宇电源。


全球市场基站/数据中心用锂电池出货量排名前五位的中国企业，依次为：双登、南都电源、昆宇电源、欣旺达和亿纬储能。

据介绍，此次中关村储能产业技术联盟以其以“CNESA全球储能数据库”为基础，以储能企业自主提报的储能产品出货信息、CNESA通过多维度数据校核以及多渠道获取的出货信息校验为依据。

储能系统具体指由储能电池直流系统、变流升压系统、EMS等相关附属设备组成的交流侧系统。储能系统（直流侧）具体指由电池簇、BMS、电力电缆、通信线缆、消防等相关配套设备组成的系统。

新型储能如何体现新质生产力？

在此次榜单发布的同时，中关村储能产业技术联盟表示，“2023年，是中国储能发展波澜壮阔、跌宕起伏的一年。新型储能装机年增幅创规模化发展以来的新高，提前两年达成国家十四五规划3000万千瓦新型储能装机目标。”

国家能源局此前发布数据显示，截至2023年底，全国已投运新型储能装机规模3139万千瓦/6687万千瓦时。2023年新投运装机规模约2260万千瓦/4870万千瓦时，同比增长超过260%。

今年2月底，中央政治局进行第12次集体学习，聚焦新能源高质量发展，推动加快能源绿色低碳转型。3月初“两会”李强总理所做政府工作报告强调：“大力推进现代化产业体系建设，加快发展新质生产力。”

而就在日前于杭州召开的第十四届中国国际储能大会上，国家能源局科技司原副司长刘亚芳认为，新型储能和风光发电、人工智能、大模型一样，都是典型的新质生产力。


在刘亚芳看来，新型储能具备新质生产力产业化发展的五个主要特点：创新活跃，产业化发展在技术迭代中提速；以嵌入、融合方式发挥作用；功能丰富，布局灵活，多重价值；不同于传统产业，目前，大多数新质生产力技术的产业化应用，尚缺乏针对性成本价格政策或市场回报机制；工程应用的专业技术性强，需要针对应用场景特点制定个性化、系统化、市场化的建设方案、运行策略。

刘亚芳表示，作为新技术发展形成的新产业，新型储能技术正在多元化发展。尽管受电动汽车产业发展带动，目前已投运锂离子电池储能占比97.4%，处于绝对优势。铅炭电池、压缩空气储能、液流电池储能和其他新型储能技术也在开展建设和示范。

未来，多个300兆瓦等级压缩空气储能、100兆瓦等级液流电池储能、兆瓦级飞轮储能将建成投运。另有，氢（氨）储能、熔盐储能、重力储能、二氧化碳储能等新技术项目在建中，新型储能技术多元化趋势日益凸显，产业链不断健全。

“新型储能产业链条长、技术含量高，可有效促进经济社会发展和能源科技进步。” 在此次大会中，中国能源建设集团科技信息装备事业部总经理裴爱国也表示。

以此次榜单中，连续八年位居全球储能系统出货量中国企业第一的国内光储龙头阳光电源为例，据阳光电源介绍，公司的储能业务以“三电融合、智储一体”为理念，深度融合电化学、电子电力、电网支撑技术，通过全流程一体化，打造数智储能系统，保障电站全生命周期极致安全。

过去一年，阳光电源创新推出“干细胞电网技术”，以满足新型电力系统对储能涉网性能的高要求，同时发布两款液冷储能新品：工商业储能系统PowerStack 200CS和大型储能系统PowerTitan2.0，全球首创“交直流一体化”全新结构，开启AC存储时代。


如何为新型储能新质生产力发现价值、实现价值创造条件？

新型储能作为规模化、产业化、商业化应用技术，发展底色是创新。产业如何进一步发现价值、实现价值？

国家能源局科技司原副司长刘亚芳从微观和宏观层面分别作出了阐释。微观层面，在刘亚芳看来，企业作为创新主体，在技术方案、项目建设和运行、运营等方面都应该理智决策，不仅应该关注储能设备本体的技术性能，更应该注重系统化思维，智能化控制、智慧化运营。

“储能作为不发电但是可以存储、释放电力的工具性技术，当前，大多数是作为灵活性调节资源运用于微电网，或接受电力调度依据有关政策，或通过参与电力现货、电力辅助服务市场获利，业主应该在储能设施运行智能控制和电力市场报价等软硬件技术方面加大人力、物力、财力投入，以便确保运行安全的前提下，充分发挥储能设施的灵活性调节价值，高效率运行，高收益运营。”刘亚芳说。

在宏观层面，亟需加快构建有利于新能源、新型储能等新质生产力发展的体制机制。电力调度运行是电力系统生产关系的具体体现。

据刘亚芳介绍，针对大量新型储能建而不用的问题，2023年11月，国家能源局已就《关于促进新型储能并网和调度运用的通知（征求意见稿）》公开征求意见。此外，要进一步贯彻落实已出台有关政策、规范，抓紧制定体现“同工同酬”“按效果付费”原则，对新型储能和各类灵活性调节资源给予相应的价格机制，切实调整完善能源电力生产关系。

同时，各地因地制宜制定的峰谷分时电价政策要尽量保持适度稳定，减少工商业和户用储能设施投资回报不确定风险。

“最后还要大力推动技术创新（软件、控制系统也是生产力），应该更大力度推动制度创新（价格政策、市场机制、调度运用），为新型储能新质生产力发现价值、实现价值创造条件。”刘亚芳说。

此次大会中，国家发改委价格成本和认证中心处长赵宏则建议，明确电力辅助服务中长期市场和现货市场的价格机制；不以技术类型而是以技术性能指标作为储能参与中长期市场或者现货市场的准入标准；鉴于电力辅助服务的系统性、垄断性、不确定性特点，应加强电力辅助服务对灵活调节资源的需求预测和长期租赁类储能投资建设的统筹规划。

赵宏建议，对各类储能参与辅助服务现货市场提供公平的市场环境。针对不同辅助服务类型如调峰、一次调频、二次调频、容量备用等设定相应的技术准入指标，制定合理的价格上限标准，以促进储能资源开发利用和储能产业健康发展。

作为企业代表，广州智光储能科技有限公司董事长姜新宇则建议，针对用户侧工商储，应依据具体应用场景对其功能重新进行定义；如何化解分布式工商储单一客户的投资风险，售电机制等领域需要进行政策破解。



针对新能源配储，则应结合新能源站场的实际运行情况，加大配建储能与新能源站场联合运行的策略研究，在一定程度上提升新能源站场的收益与并网性能；尤其是新能源高占比区域，充分利用储能延展发电时长，争取在现货市场中的日前、日内及实时市场创造更高价值。