新兴储能领域半年来呈现出辉煌的景象：产业蓬勃发展，市场前所未有的繁荣

中国已成为全球储能基础研究、技术创新和应用示范最为活跃的地区。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了《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》），这一报告表明了中国在储能领域的领先地位。

根据CNESA Datalink全球储能数据库的数据显示，截至今年上半年，中国电力储能的累计装机规模已经超过70GW。其中，抽水蓄能的累计装机规模达到48.5GW，而新型储能的累计装机规模超过20GW，新增投运规模也超过了去年全年的水平。值得一提的是，抽水蓄能的占比首次低于70%，这意味着新型储能投运规模已经开始超越传统抽水蓄能。       今年上半年，中国新型储能市场呈现出前所未有的活跃态势。根据《报告》的不完全统计数据，上半年中国新型储能项目的数量是去年同期的两倍以上，新增规模达到了去年全年总量的70%。特别是百兆瓦级项目的数量增长速度明显，投运的项目超过40个，是去年全年数量的两倍；而规划中或在建的项目数量已经超过了去年全年的水平。

而储能行业能够迅速发展的原因之一是得益于政策的推动。据统计，到2023年上半年，储能领域政策密集出台，共发布了超过270项与储能相关的政策。其中，国家层面的政策达到19项，主要涵盖储能示范应用、规范管理、电价改革以及多元化、智能化应用等多个方面。

第二批储能示范应用备受关注，成为国家在储能发展方面的指导方针；储能在电力系统中的作用和价值逐渐显现，渐渐纳入到常规系统管理的范畴；随着第三监管周期输配电价的核准完成，电价改革的方向更加明确，有望合理引导灵活性资源的价值；结合新型基础设施建设和电力市场改革的深入推进，多样化的用户场景应用得到国家明确的支持和鼓励。

从技术路线的角度来看，上半年非锂储能技术的应用逐渐增加——首个飞轮火储调频项目、首个飞轮+锂电混储调频项目，以及用户侧最大单体铅碳电池项目相继投入运行；300MW功率等级压缩空气储能技术加速布局，多种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。

在产业方面，今年上半年中国企业在全球市场中储能电池产品（不包括基站/数据中心备电类企业）的产销表现强劲——产量超过75GWh，是去年同期的两倍以上，出口比重超过55%。值得注意的是，上半年碳酸锂的平均价格下降，上游原材料与下游储能系统之间形成了价格联动效应，从而推动了储能系统中标价格的下滑。

从市场需求的趋势来看，储能项目的招标规模已经超过60GWh，集中采购/框架采购规模达到了去年全年水平的两倍。

资本市场活跃度不断增加，储能企业迎来了一波IPO热潮。根据《报告》的数据，今年以来，多起储能领域的融资事件金额都超过了亿元，上半年的融资总额达到了734亿元（仅统计了公开披露具体金额的融资事件），同时，许多产业链企业在上半年进入了上市进程或者已经成功上市。

从国内新型储能市场分布来看，有13个省份的新增规模超过100MW，其中6个省份的规模超过了GWh。湖南省在6月份集中投运了16个百兆瓦级项目，取得了功率规模和能量规模的“双第一”；内蒙古省基于2021年保障性并网项目，山东省的第二批储能释放项目也相继投运，双双成为增量前三的地区；广西则依托中能建风光储一体化项目首次进入了前十名。值得一提的是，西北地区的储能规模增长势头很强。西北地区是我国储能项目部署的重要地区，新能源配套储能政策推动了新型储能规模的快速增长。自2022年以来，已经有超过20个百兆瓦级电站投入运行，并且还有超过130个百兆瓦级项目在规划或正在建设中。

根据《报告》的不完全统计数据显示，截至2023年6月底，陕西、甘肃、宁夏、青海和新疆这五个西北省区已经投入运营的新型储能项目累计装机容量达到了5.00GW/11.25GWh。其中，宁夏和新疆两个省区的装机容量占据了近七成，两者的累计规模都超过了1GW。这五个省区在过去五年（2017-2022年）的复合增长率达到了109%。仅在今年上半年，这五个省区新增投运的装机容量就达到了1.82GW/4.705GWh。西北五省区的新型储能项目主要集中在独立储能和新能源配套储能应用上，占据了各个省区累计装机容量的90%以上。

在上半年，西北地区一共发布了29项与储能相关的政策，主要涵盖了新能源配储、辅助服务、电力市场等领域。陈海生表示：“西北地区的储能政策体现了在高比例可再生能源场景下，对新型储能规模、应用和技术的需求，以及对储能投资和运营成本的关注。尤其是新疆的储能政策密集出台，引起了产业界的广泛关注。”

目前，西北地区的五个省份都提出了明确的新能源配储要求，主要以占比10%、储存时间2小时为主。此外，甘肃、青海和宁夏已经确定了储能在“十四五”规划中的目标，而新疆和陕西则通过示范项目和新能源市场化项目进行规划，五个省份的总规划目标达到了24GW。除了锂电池技术外，还规划了压缩空气、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，以满足高比例新能源渗透场景下西北地区的多样化需求。

根据《报告》的指出，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得到快速推进，"表前"应用规模持续大幅增长，占比达到98%，相较去年全年提升了5个百分点。同时，今年从应用场景来看，用户侧储能也将重新恢复快速增长。《报告》指出，用户侧在中国储能发展的早期阶段扮演着重要角色，其装机规模一直保持市场最大份额，基本上超过50%。

随着近几年"表前"市场的快速发展，百兆瓦级项目并网运行速度加快，相比之下，用户侧由于单个项目规模较小，导致其装机份额逐年递减。到去年年底，新增装机占比首次跌破10%，今年上半年更是降至2%。这些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。尽管用户侧在装机规模上不再占据主导地位，但近两年来，随着新型电力系统的建设不断推进，工商业用户面临用电负荷、用电成本以及用电量不断增长的限电压力，峰谷价差持续扩大和时段的优化，使得用户侧储能市场的热度越来越高。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，总规模达到2.7GWh。其中，江苏、浙江和广东三个地区的项目数量占比达到81%，而这三个地区在今年上半年的项目备案规模已经达到1.5GWh。

根据《报告》指出，峰谷价差套利仍然是用户侧储能的主要收益来源。截至2023年6月，全国共有19个地区的最大峰谷价差超过0.7元/kWh，其中广东地区的峰谷价差最大，达到1.352元/kWh。各地峰谷价差持续扩大，推动了用户侧储能装机量的增长。补贴政策是促进用户侧储能装机量增加的另一个重要手段，包括投资补贴、放电补贴、容量补贴等形式，其中广东、江苏和浙江的政策数量最多。基础电费缴纳模式是影响用户侧储能发展的主要障碍，用户选择、项目开发、安全管理和市场准入等方面也是需要面对和解决的问题。

根据《报告》，对中国新型储能产业在未来五年的形势做出了以下五大预测：一是储能技术研究将继续保持活跃，中国将继续保持全球基础研究、关键技术和集成示范领域最为活跃的国家地位。二是市场规模将持续快速增长，特别是新型储能市场规模将迅速扩大，全年新增装机容量预计将达到15至20GW，超过过去十年的总和。三是储能产业链将日益成熟，中国将继续主导全球电池供应链的趋势，并预计电池产量将翻番，出口占比将超过50%。四是储能政策将继续优化，电力市场也将进一步改善，储能市场机制、运行机制和规范管理将持续优化。五是资本市场整体将向好发展，市场投资将保持活跃，储能指数有望趋于稳定并向好发展。