全球储能产业发展现状与发展趋势

一、国内储能市场发展现状

根据中关村储能产业技术联盟搭建了10余年的CNESA全球储能数据库，截至2023年9月底,国内已经投运的电力储能项目（含抽蓄、新型储能及熔融盐储热）累计装机规模达到75.2 GW，同比增长50%；新型储能项目累计装机规模达到25.3 GW/53.4 GWh，功率和能量规模同比增长280%和267%。新型储能快速发展，占比较2022年同期增长20多个百分点。细分技术路线上，在新能源汽车的带动下，锂电成本大幅下降，锂电装机占据绝对主导地位，占比已经超过95%，比2022年同期增长7.2个百分点。

2023年仍然是新型储能快速发展的一年。根据CNESA全球储能数据库的季度数据，前三季度新型储能新增投运规模突破10 GW，新增规划建设中的项目规模已达百吉瓦以上，如果第四季度能完成10%，年内装机将达到近50GWh规模，是2022年装机水平的3倍。

从应用区域来看，新型储能项目分布在全国32个省市，其中16个省市功率规模超过百兆瓦，9个省市能量规模超过吉瓦时。湖南有17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”的地位；另外，重庆首次跻身国内省份装机规模TOP10行列。在新能源配储政策下，独立储能和共享储能项目快速推进，应用规模继续大幅增长，占比合计达到98%，用户侧占比降至5%以下。

从规划在建项目来看，据不完全统计，中国新型储能市场继续高速发展，项目数量是2022年同期的2倍多，新增规模达到2022年全年的70%；百兆瓦级项目数量同样增速明显，是2022年全年水平的2倍，规划在建数量也已超过2022年全年水平；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，300 MW功率等级压缩空气加速布局，多类液流电池细分技术路线及百兆瓦级纳电项目纳入省级示范项目清单。

从储能招标市场来看，前三季度国内储能系统招标规模达到15.7 GW/57.4 GWh，是2022年全年系统采购量的2.8倍，集采量超过50%。独立储能采购占比较大的市场份额，以大唐、广东电网能源、华能等大型的央国企发布的集采为主，涉及0.25C、0.5C和1C系统。

从储能中标市场来看，前三季度国内储能系统中标规模合计9.1 GW/38.7 GWh，远超2022年全年水平，其中59%的中标量（以能量规模计算）来自集采。EPC和储能系统中标均价一直呈下行态势， 最低中标价格跌破900元/kWh。在电芯层面，出现低于0.5元/Wh的报价，0.5C储能系统出现低于0.7元/Wh的报价。

从储能资本市场来看，2023年上半年，储能赛道持续火热，资本大量涌入，据CNESA DataLink全球储能数据库的不完全统计，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，涉及领域除了锂电池和材料相关的研发和制造外，还包括钠离子电池、液流电池、PCS等。多家产业链企业上半年进入上市进程或完成上市，但下半年资本市场呈现相对消极的情况，IPO进程普遍放缓，多家企业受阻。

从储能政策情况来看，过去几年间国家发布涉及储能的政策非常多，主要涉及储能示范应用、规范管理、电价改革及多元化、智能化应用，但解决商业模式的核心政策缺失。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，逐渐被纳入到电力系统的各项管理中。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。  

二、国际储能市场发展现状

1.美国储能市场最新进展

据美国能源信息署（EIA）数据显示，2023年前三季度，美国新增投运电池储能规模为4377.3 MW，同比增长42%；三季度新增投运电池储能规模2.6 GW，继二季度创新高纪录后，再次打破新纪录。目前新增投运项目主要分布在加州、德州和亚利桑那州，三季度投运规模最大的项目来自加州的Desert Peak储能项目，一期规模300 MW,二期规划规模400 MW，已有75 MW实现投运。应用模式上，混合储能（包括光储、风储、风光储等）占比为60%，其中大部分装机来自光储项目。

美国大型储能电站多参与电力市场，据CAISO报告显示，其平衡市场的电池储能容量从2020年的约500 MW增长到2023年5月的5000 MW。而商业模式也在发生变化，正在从辅助服务到现货市场能量套利转变，最初电池储能提供了CAISO超过一半的上下频率调节服务的需求，但最近储能的最大收入类别来自日前市场。在为期10天的2022年夏季高温期间，电池的净市场收入总计近7800万美元，约占2022年储能市场总收入的20%。这是由这一时期的高电价推动的，研究显示在夏季极端负荷的几个月里，参与能量和辅助市场的储能资产的收入比淡季增加了5倍以上。从长远来看，批发市场能量套利的收入占比将越来越大，每年的电池收入在100~240美元/kW。对于运行商来说，提出更高要求，需要实时了解市场、运营和专有数据，从而做出交易和运营决策，实现价值最大化。

2.英国储能市场最新进展

2023年三季度，英国新增运行7个电池储能项目，储能规模总计290 MW，使得英国电网级电池储能总规模达到3.1GW，但呈现的建设速度低于预期。主要是受电网接入点限制、并网流程缓慢这一因素限制。预计到2023年底，英国电池储能项目规模将达到3.6 GW，低于预期。另外，电池储能收入与批发市场价格息息相关，每月随调频价格、现货市场能量价格和平衡机制价格波动。目前，调频收入仍然占据主导，其次是能量套利收入，最后是平衡机制服务。

3.澳大利亚储能市场最新进展

2023年二季度末，澳大利亚共有13个项目在建，涉及23.6亿澳元的投资；第三季度，澳大利亚有3个大型电池储能项目相继投运。从商业模式上，澳大利亚的主要收入来源为能量市场套利，其次为调频收益和负电价收益。这是由于澳大利亚没有容量市场保障发电容量的充裕性，而是采取稀缺电价的机制，利用较大的现货市场峰谷价差引导发电资产投资。另外，电池储能仍然是调频市场中的优势资源，在快速调频市场的份额继续呈上升趋势，占比为40%。

4.德国储能市场最新进展

2023年前三季度，德国新增电池储能装机规模2.5GW，家储占据绝对的主导地位，以能量规模计算，占比超过92%，截至2023年9月底，德国家储的累计装机量达到8257MWh，累计套数即将突破百万套。在商业模式上，不断提高的居民电价和不断降低甚至取消的光伏上网电价，是推动用户安装分布式光伏和储能，提高自发自用率的主要因素。2021-2022年，德国典型家庭的居民电价由32.16欧分/kWh上涨至40.07欧分/kWh，涨幅为25%，其中批发电价由7.93欧分/kWh上涨至20.64欧分/kWh，涨幅为160%。

5.国际市场投融资最新进展

2023年第三季度，储能企业融资持续火热，共有35笔交易，总额达到81亿美元，环比增长65%，但同比下降31%。在美国《通货膨胀削减法案》的激励下，从材料到项目应用，整个供应链环节的储能企业均受到了投资者的青睐。前三季度储能企业共有94笔总额达152亿美元的融资交易，交易数量与2022年同期持平，融资总和与2022年同期相比有所下降，降幅为31%。储能风险投资方面，共有68笔交易，资金总额达86亿美元，交易数量同比下降8%，资金总额同比增长115%，有近89家风投机构参与了电池储能融资。储能并购方面，共有11起涉及储能公司的并购交易，同比下降52%。

储能市场展望;

目前电力系统技术特征正在发生重大的转变，风光渗透率的不断提升使电力系统具有高比例新能源、高比例电力电子设备、低系统转动惯量（“两高一低”）的特性，出现了新能源消纳困难、转动惯量减少、安全供电风险加大、用电负荷尖峰化等情况。

储能是我国未来提升系统灵活性的较为重要和可靠的选择之一，并在经济性、调节性能、可用规模、技术成熟度等方面愈加呈现出竞争优势，是提升电力系统灵活性的关键选项之一。

总的来说，我国储能技术得到了快速发展，正在经历从商业化发展初期到规模化发展的转变，总体上已经达到大势已成的阶段。接下来，要在储能技术创新和市场机制包括商业模式塑造方面做更多的努力，让我国的储能行业未来可期。