卷首语
2024年，新型储能的定位已悄然发生质变。政策上，新型储能首次写入“政府工作报告”，其重要程度和价值定位已提升至更高层面。规模上，新型储能累计装机首次超过抽水蓄能，成为电力系统中继火电之后的第二大灵活性调节资源。效用上，新型储能的保供与促消纳价值在多个省级电网集中调用试验中得到验证。
但另一方面，储能行业从业者面临更加白热化的竞争。激烈竞争渗透到产业的各个环节，低于成本的中标价屡见不鲜，储能项目收益大幅下滑，企业增收不增利。2024年是储能产业艰难前行的一年。
纵观2024年，储能联盟从以下九个角度盘点过去一年产业发展特征和态势：
01
新型储能累计装机达78.3GW
首超抽水蓄能
根据CNESA DataLink全球储能数据库不完全统计，截至2024年底，我国电力储能累计装机超百吉瓦，达到137.9GW。新型储能累计装机规模首次超过抽水蓄能，达到78.3GW/184.2GWh，功率/能量规模同比增长126.5%/147.5%。
2024年，中国新增投运新型储能项目装机规模 43.7GW/109.8GWh，同比增长103%/136%，新增投运装机规模首超百吉瓦时。从项目规模等级来看，近200个百兆瓦级项目实现投运，同比增长67%。从技术路线来看，锂电占比与2023年同期相比变化不大；多种百兆瓦和百兆瓦时级非锂储能技术并网运行，实现应用突破。从应用区域来看，新疆和内蒙古分列新增并网能量和功率装机规模全国第一，内蒙古成为全国首个累计装机突破10GW的省份。（更多详细数据将在《储能产业研究白皮书2025》正式发布）
02
储能保供应与促消纳价值
显著提升
多地集中调用新型储能，成功验证新型储能的保供和新能源消纳价值
国网华北分部、国网华东分部、国网华中分部、国网西北分部均开展了新型储能大规模集中调用，在新能源大发时段集中充电，在晚高峰时段集中放电，最大充放电能力均可达总额定功率的80%以上。在平衡较为紧张的山东、江苏、浙江、安徽、内蒙等省（区），新型储能最大顶峰同时率均达到90%以上。广东省多座独立储能电站每天“两充两放”高频次响应电网调度要求，有效夯实了全省电力保障能力。
新型储能调用方式持续改善，利用水平逐步提升
《关于促进新型储能并网和调度运用的通知》（国能发科技规〔2024〕26号）印发以来，国网和南网经营区分别出台新型储能并网及调度运行的相关政策，对新型储能并网服务流程、调度运行机制做出明确规定。系列政策文件出台对提升两网经营区的储能利用小时数发挥了重要推动作用，根据电网企业统计数据，国网经营区2024年上半年新型储能等效利用小时数较2023年上半年提高100%；南网经营区2024年上半年新型储能等效利用小时数已接近2023年全年调用水平。
03
政策环境持续向好
部分关键机制仍需补足
2024年，我国共发布770项储能相关政策，其中国家层面政策77项，广东、安徽、河南和江苏发布政策数量最多。所发布政策主要集中在发展规划、新能源配储、电力市场和补贴类政策。
部分省份“十四五”储能规划目标提前完成
据CNESA全球数据库统计，全国有26个省市制定了到2025年的装机目标，总规模达到86.6GW。截止到2024年底，其中有8个省份已经提前完成规划目标。
全国统一电力市场1 N体系初步建成
2024年5月，国家发改委发布第20号令《电力市场运行规则》，逐步构建起全国统一电力市场“1 N”的规则体系。国家顶层政策中明确了储能的市场主体地位，规范了储能参与各类市场的规则条件，为新型储能市场化、商业化发展奠定基础。
11月发布的《关于支持电力领域新型经营主体创新发展的指导意见》，将储能作为新型经营主体之一，明确与其他市场主体享有平等的市场地位，并提出在新能源直供、现货市场出清节点向更低电压等级延伸等方面开展探索，给储能参与电力市场带来更多想象空间。
电力现货市场进程加速，储能参与市场机遇与风险并存
2024年各地电力现货市场建设全面加速，对储能参与现货市场进一步开放。山西、广东、山东、甘肃、省间现货市场陆续转入正式运行，蒙西已实现全年连续结算。
从具体规则来看，储能参与市场交易机制更灵活。多地允许储能自主选择参与模式，逐渐向“报量报价”模式过渡；安徽缩短实时市场出清周期，形成5分钟的节点电价，利好储能发挥灵活调节作用；广东、甘肃、山西等地允许储能同时参与现货和调频市场，有利于储能基于分时段、分容量的一体多用、分时复用商业模式。
从价格机制来看，山东和浙江设置了负电价，尤其是浙江出清价格区间为-200元/MWh至1200元/MWh，将有助于拉大峰谷价差，激励储能发挥促消纳和保供的作用。山东、山西、浙江、辽宁、湖北、重庆等地明确二级价格机制，在维护市场秩序的同时，保留一定的电价波动空间，使得储能仍可以通过价差套利，发挥价格调节供需的作用。
与此同时，虽然政策和市场机制向储能开放，但是储能参与市场仍面临较大风险。2024年各地现货平均价差偏低，除蒙西较高约0.5元/kWh外，基本在0.2-0.3元/kWh之间，储能可价差套利的空间极小。受196号文件发布的影响，各地调峰价格将调整为新能源平价上网电价，储能调峰收益受到较大影响。
建立合理的容量补偿机制是行业共同呼声
在最新发布的《电力系统调节能力优化专项行动实施方案（2025—2027年）》中，将新型储能与抽蓄和火电并列为电力系统调节资源，并提出在现货市场连续运行地区，加快建立市场化容量补偿机制。我们建议应尽快建立统一的容量补偿机制，按照“同质同价、同工同酬”的原则，给予新型储能合理的容量补偿，将有助于新型储能合理评估长期投资收益，稳定发挥其调节价值。
04
源网荷各侧储能商业模式
面临各自新挑战
独立储能
随着越来越多省份实现现货连续结算试运行和转入正式运行，储能可参与现货市场的区域不断扩大；但一次能源价格下降和新能源装机快速增长，使得现货市场出清价格及峰谷价差普遍下降，减少了储能现货市场套利收益。
最新市场规则允许独立储能公平参与调频市场，部分省份初步明确独立储能电站调频容量上下限、中标调频容量占调频总量总需求的比例，以约束储能电站的收益及所占市场份额。但调频任务的分配需要统筹考虑不同调节资源的成本及动态性能差异、对电力系统安全稳定的影响等，申报容量上限和中标容量比例的确定是否合理有待验证。
共享储能项目出租率、租赁价格大幅下降。从公开的容量租赁中标结果来看，2024年平均中标租赁价普遍降到100元/（kWh•年）以下，租赁年数以1年为主；宁夏的容量租赁中标价格已经降至20~30元/kWh之间，严重影响独立储能的长期收益预期。
发电侧配储
云南、宁夏、青海等地出台针对未按期、足额配建或租赁储能的新能源电站的惩罚性措施，主要包括收取调节费用、不予调用、优先弃电、增加配储比例、增大辅助服务费用分摊等，新能源配置灵活性资源的要求更加严格。
国内已有超过20个地区推动集中式新能源进入现货市场，为衔接现货市场，多个省份根据用户侧峰谷分时电价机制引导市场主体签订分时中长期合同，市场化电价机制将推动新能源联合储能参与电力市场。
用户侧储能
2024年工商业储能竞争愈发激烈、赛道愈发拥挤。同大储类似，项目收益空间的严重压缩，为用户侧储能设备质量和安全带来了隐患。
全国各省市区陆续更新分时电价政策，政策的频繁调整也为工商业储能带来了不确定性。分时电价机制不能及时、准确反映实际供需，则难以充分发挥用户侧储能的调节潜力。
聚合商、虚拟电厂等新兴市场主体开始大量涌现，主要以参与需求响应为主，受规则不完善、经济性差等因素的影响，新兴市场主体参与电力市场仍处于示范阶段。
05
产业链竞争激烈
行业洗牌仍在进程中
产业链价格低位下探
2024年锂电池储能产业链阶段性供过于求压力仍然存在。在经历了2023年产业链整体价格大幅下跌之后，2024年锂电池储能产业链价格进一步下探，但由于整体价格处于低位，价格跌幅收窄。与年初相比，年末碳酸锂价格跌幅超过20%，电芯价格跌幅超过30%，2h储能系统及储能EPC中标均价下降超过10%。短期来看，产业链价格已无下降空间，但行业洗牌尚未结束，通过杀低价抢订单的情况依然存在，2025年储能系统中标价仍会下探。
储能行业出现两极分化
低价竞争贯穿全年，头部企业依靠规模优势及稍强的成本控制能力，逐步扩大市场份额。储能系统环节，2024年中标量Top15企业中标能量规模占比达到市场总中标量的57%，相比去年进一步提高；同时将近76%的企业全年中标总量低于100MWh，可持续运营能力堪忧。电芯环节，2024年锂电池储能电芯头部企业产能利用率基本在65%以上，较2023年明显提升，而一些中小企业则长时间处于停工状态。
储能企业新增与退出数量均大幅增加
“双碳”目标提出后，作为战略新兴产业的储能行业吸引大量外部企业涌入储能赛道，同时激烈的竞争也将技术与资金不足的中小企业大量淘汰出局。据CNESA统计，2024年我国储能相关企业新增注册量达到8.91万家，同比增长17.90%；新增状态异常企业1.6万家，同比增长123.51%。
低价竞争导致企业削减创新投入
储能电站不盈利，进而导致设备采购过程中低价竞争持续惨烈，设备供应商的回款周期延长，2024年大部分国内企业储能业务板块面临亏损。储能企业在压缩供应链成本的同时，减少企业自身成本支出和研发投入，大大削减了企业创新的动力和能力。产业链健康发展需要上下游企业均获得合理的利润，才能促进产业链上下游之间协同创新，从而推动全产业快速良性发展。
06
企业加紧出海布局
以期突破营利难困局
过去一年，海外市场对储能的需求持续增长。欧美市场受到设备成本下降以及良好的项目经济性等因素影响，储能需求仍保持高速增长；中东、东南亚、拉美、南非等新兴市场的储能装机需求从0-1 爆发。面对海外快速增长的市场需求，中国储能企业加大布局全球市场力度，海外订单量不断攀升，2024年中国储能企业签约海外储能大单规模超150GWh，主要市场来自美洲、欧洲、澳洲、非洲、东南亚、中东等地。
中国储能产品在国际市场中展现了强大的竞争优势，在电芯、系统集成、PCS等核心环节中国制造在全球的出货比重均超过了50%。出海企业中以电池类企业和光储类企业居多，占比超87%。尽管2024年第四季度，国际市场已经开始呈现低价竞争的态势，但相较于国内市场，海外市场因其回款周期短、保险体系完善、销售利润高等而吸引着大批企业出海。
中国企业出海也面临诸多挑战，不同国家的法律法规、认证要求以及地缘政治风险都给企业带来复杂的问题，导致出海门槛越来越高，需要企业具备强大的技术实力、本地化服务能力，以及抗风险能力，对企业的全球化能力要求极高。出海企业需要成为技术创新能力，优化成本结构，企业品牌优势，创新商业模式，企业国际化水平等多维度的优等生，才能在激烈的国际市场竞争中占有一席之地。
07
储能指数实现上涨
资本市场总体投资额下降
根据CNESA DataLink全球储能数据库不完全统计，2024年一级市场储能企业投融资事件107起，披露金额近176亿元，较23年同比-70%，资本市场对储能赛道趋于理性。其中，45起融资面向系统集成、充换电、锂电及材料。非锂电技术领域，钠电、固态电池关注度也较高。
海博思创、艾罗能源、壹连科技、许昌智能继电等4家储能相关企业成功IPO，募集资金达45亿。也有一些企业终止IPO的情况，公开信息显示，可持续盈利能力为最高问询因素。
2024年，CNESA储能景气度指数表现整体呈现出波动性大、先抑后扬的特点，全年收涨37.81%，跑赢创业板指数24.58%，表现也优于其他主要宽基指数。2024年储能指数的活跃受益于政策支持和市场需求的双重推动。头部企业陆续公布亮眼的海外订单数据及储能项目落地情况，让投资者对新型储能项目拓展和海外市场开拓等方面充满期待，吸引了资金流入。但内卷现象短期内难以消除，出海企业也开始在国际市场面临低价竞争，资本市场的投资者会更青睐有差异化定位、国际化布局能力强和技术创新力强的企业。
08
AI技术赋能产业链
多技术路线迭代加快
构网型储能产品频出，项目快速落地
目前已经有超过14家企业推出构网型储能系统，涉及低压储能、高压直挂、柔性直流等解决方案。青海、新疆、西藏、宁夏、甘肃等省份构网型储能项目陆续并网，覆盖多应用场景。
电芯、系统向着更大容量发展，需更加重视安全问题
为了寻求产品差异化，持续推动系统降本，约有18家企业推出超过20款500Ah 储能型大电芯。随着电芯容量的提升，储能单舱的容量向着6MWh ，甚至7MWh 迈进（20尺集装箱）。目前各大企业的大电芯产品已经进入系统集成的测试阶段，预计2025年下半年大电芯会批量化出货。受到大容量电芯散热、制造工艺等问题的影响，需要更加重视储能系统的安全问题。
钠电、固态电池多个电站投运，规模化示范验证节奏加快
海辰储能、比亚迪、维科技术、金钠科技、德赛电池等企业纷纷发布储能型钠离子电池新品，层状氧化物和聚阴离子技术路线成为主流，钠电储能电站中标规模突破300MWh，年内投运3座钠离子电池储能电站。氧化物半固态电池率先在储能领域实现应用，年内投运5座固态电池储能电站，开展多应用场景的技术验证。
长时储能技术不断突破，规模化项目持续落地
国际首套300MW先进压缩空气储能国家示范电站在山东肥城成功并网发电；铁-铬液流电池模块化产品测试线投运并完成首轮测试运行；模块化全钒液流电池系统推出，充电/放电可在4-18小时之间调整，容量设计在10MW-1GWh；2030年后长时储能有望在新型电力系统中发挥更重要的作用，CNESA预计2035年长时储能（含抽蓄）需求规模超过300GW。
人工智能赋能储能全产业链，加快技术创新升级
在材料研发方面，头部电芯企业正在借助AI技术，加快材料的研发速度；在设备运行方面，众多集成商开始利用AI技术评估电池健康状态，预测设备健康状况和潜在风险隐患；在电站收益方面，电站运营商及软件开发商正借助AI技术，进行电力现货价格预测，以期挖掘储能电站未来的综合收益。
09
储能标准体系趋于完善
安全问题依旧困扰产业
储能的规划建设、并网、系统、零部件以及梯次利用回收标准已较为全面，储能标准体系不断趋于完善。由工业和信息化部归口、中国电子技术标准化研究院牵头并组织起草的GB 44240-2024《电能存储系统用锂蓄电池和电池组安全要求》标准正式发布，标志着我国在储能用锂电池安全管理领域迈出了重要一步。
尽管储能标准体系正不断趋于完善，然而安全问题依旧存在，如同行业发展的紧箍咒。2024年，全球范围内发生十几起储能事故。其中，美国Gateaway储能电站火灾持续十多天，引发各界高度关注。国内也发生数起储能电站安全事故。国家消防救援局指出，现阶段锂电池热失控不可避免，灭火救援难题还没有有效解决。这无疑给高速发展的储能产业敲响了一记沉重的警钟。对此，国家消防救援局明确提出一系列应对举措：一方面，要转变传统防控理念，大幅提高设防标准，从根源上强化本质安全；另一方面，需加快步伐研制可替代的产品，同时全力研发行之有效的灭火药剂，力求破解火灾救援的难题。
随着储能持续深入渗透到各个细分应用领域，不同应用场景下的储能相关要求将有待逐步明确。储能产业链长，涉及的主管部门较多，储能标准的制定和管理更需要集思广益，调动产业链不同环节、不同专业的从业人员的积极主动性，科学合理的制定标准并形成有效衔接，不断完善标准体系，提高储能安全水平，推动储能产业高质量发展。
写在最后：
2024年，在国家碳中和战略的牵引下，储能产业保持了高速增长的态势，然而诸多挑战与问题也愈发凸显。未来行业的发展依赖于机制创新和产业进步，期待正在构建的全国电力市场体系能够客观地评价新型储能的价值而催生更大的市场需求；期待新型储能产品的可靠性、经济性能够超越传统火电提供的灵活性。届时新型储能必将迎来更大的增长。
2025年，作为国家“十四五”规划的收官之年，储能产业如何向高质量发展进阶，成为全体储能从业者面临的重大考验。储能产业的兴起，凭借其自身强大的生命力不断发展壮大，也必然要经受住风雨的洗礼和市场的考验。我们坚信，历经磨砺的中国储能产业，将更具韧性与活力。在持续发展的过程中，它将逐步走向成熟，在全球能源格局中贡献储能力量。
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