万亿赛道权威报告！累计装机首超100GWh，增长142%！四企业成最大赢家

来源：锂电网

时间：2024-08-27 03:30:20

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2024年08月27日关于万亿赛道权威报告！累计装机首超100GWh，增长142%！四企业成最大赢家的最新消息：据CNESA DataLink全球储能数据库统计，截至2024年6月底，中国已投运新型储能累计装机首次超过百吉瓦时，功率规模同比增长129%，能量规模同比增长142%。今年上半年，

据CNESA DataLink全球储能数据库统计，截至2024年6月底，中国已投运新型储能累计装机首次超过百吉瓦时，功率规模同比增长129%，能量规模同比增长142%。今年上半年，在储能招投标中，中车株洲所，阳光电源、海博思创、远景能源入围标段数最多。

头图绘制 / DALL·E

来源 /储能严究院

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2024年8月25日，CNESA DataLink 2024上半年储能数据发布会在苏州召开。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先生发表《新型储能产业发展现状及趋势》主旨报告，并重磅发布了2024上半年储能数据。

中关村储能产业技术联盟自2011年自主创建CNESA全球储能数据库，潜心开展各类储能数据积累工作，公益发布各类维度储能数据十三年，为产业发展深度赋能。2023年，CNESA DataLink作为联盟数据库2.0版本全面上线，涵盖项目、厂商、政策、产品、投融资、成本价格、标准及电力运行等八大领域，成为行业内全面部署的一站式数据服务平台。更多数据可登录www.esresearch.com.cn注册查看。

新型储能项目规模

累计装机首次超过100GWh

根据CNESA DataLink全球储能数据库的不完全统计，截至2024年6月底，中国已投运电力储能项目累计装机规模103.3GW（包括抽水蓄能、熔融盐储热、新型储能），同比增长47%，比去年底增长20%。抽水蓄能累计装机占比继去年首次低于60%之后，再次下降近10个百分点，首次低于55%。其中新型储能累计装机首次超过百吉瓦时，达到48.18GW/107.86GWh，功率规模同比增长129%，能量规模同比增长142%。

2024年上半年，中国新型储能继续高速发展，根据CNESA DataLink全球储能数据库的不完全统计，2024上半年新型储能新增投运装机规模13.67GW/33.41GWh，功率规模和能量规模同比均增长71%。新型储能项目数量（含规划、建设中和投运）超1000个，较去年同期增长67%。下半年将继续保持快速增长态势，预计2024年全年新增装机30-41GW。

△图1中国已投运电力储能项目累计装机规模（截至2024年6月底），单位%数据来源CNESA

△图2中国已投运新型储能累计装机情况（截至2024年6月底）数据来源CNESA

用户侧储能装机同比增长超650%

规模等级上，百兆瓦级项目数量增速明显，50余个百兆瓦级项目相继投运，同比+30%；规划和建设中的百兆瓦级项目数量业已超过去年全年水平，以100-500MW项目数最多。新增项目中，2-4小时项目数最多，占比78%。

技术分布上，磷酸铁锂仍是主流，非锂储能技术应用逐渐增多首个百兆瓦时级钠电储能项目、最大规模混合储能项目、300MW级压缩空气储能项目并网；百兆瓦时级重力储能项目首套充放电单元测试成功、百兆瓦级飞轮独立储能电站建设中；工商业用户侧长时液流电池项目投入使用等。

应用分布上，仍以源网侧应用为主，合计占比92%；用户侧占比较去年同期提升6个百分点，装机规模同比增长超过650%；支持可再生能源并网、大容量能源服务、用户能源管理服务是各应用领域最主要的服务。

得益于峰谷价差持续拉大和时段的优化，用户侧储能的市场热度持续升高。2024年上半年新增备案项目5231个，备案项目用户侧数量占比最大，接近70%，浙江备案总项目数和用户侧项目数均领先全国。

图3中国新增投运新型储能项目应用装机分布（2024.H1），单位MW数据来源CNESA

新型储能招投标市场

储能系统中标均价趋稳

招标规模持续高增长，电池系统、储能系统和EPC的招标量均超去年同期水平（以能量规模计算），同比+86%、+29%、+124%；月度招标总量均高于去年同期水平，月均招标总量10GWh+（含电池系统、储能系统和EPC ）。

源网侧招标规模高于去年同期，特别是电网侧招标规模涨幅最大，同比+140%，占比提升12个百分点；集采/框采规模近30GWh，同比+20%，超过60%的采购规模来自储能系统。

招标主体集采/框采规模放量，Top4规模均超5GWh，全部高于去年同期水平，国家能源集团集采/框采规模最大，同比+157%；中车株洲所，阳光电源、海博思创、远景能源入围标段数最多。

△图45GWh以上集采/框采项目招标主体和入围企业分布情况（2024.H1），单位GWh数据来源CNESA

中标方面，中标规模同样高于去年同期，电池系统、储能系统和EPC的中标量（以能量规模计算），同比+50%、+19%、+173%；上半年中标总量（含电池系统、储能系统和EPC）同比+90%，各月中标规模均高于去年同期，最大月度中标规模增速超过200%。

储能系统上半年整体比去年同期是下降趋势，但上半年整体中标均价趋稳，为676.06元/kWh，同比-49%，与年初相比下降9%；此外，上半年出现了低于500元/kWh报价，创历史新低。

EPC上半年中标均价相对储能系统波动较大，中标均价1369.08元/kWh，同比-27%，与年初相比下降14%，降幅大于储能系统。

△图5磷酸铁锂储能系统中标均价及价格区间（2024.H1），单位元/kWh数据来源CNESA

△图6储能系统和EPC中标均价变化趋势（2023年1月-2024年6月），单位元/kWh（注0.5C磷酸铁锂电池储能系统，不含用户侧应用；中标均价为统计周期内各项目中标单价的算术平均数。）数据来源CNESA

新型储能产业发展

产能投资回归理性

从产能规模来看，上半年我国新增储能电池产能规模 74GWh（含拟建、开工和投产项目），投产项目产能规模 9GWh，同比 -31%，全部来自锂电池项目。整体来看，产能投资回归理性，黑芝麻、珠海冠宇、新宙邦等多个锂电池、材料、电解液项目暂缓或终止。

从产量来看，2024年1-6月份，中国企业在全球市场中储能型锂电池产量超过110GWh，同比+47%；受上游原材料价格下降等因素影响，全国锂电池出口总额同比-12%，达到1934亿元。

△图7国内锂电池产量和出口情况分布（2021.H1-2024.H1）数据来源工业和信息化部，CNESA，海关总署

从资本市场景气度来看，2021年我们通过54家上市企业成分股发布的CNESA储能指数，在今年上半年上升了8.67%，同期创业板指数下降10.99%。与2021年初相比，储能指数上涨1.88%，创业板指数下降43.25%；整体来看，行业竞争仍然激烈，上游电池及电池材料，产能利用率走低，单价下降，多家企业呈现增收不增利的现象。从成分股的表现来看，规模化企业的抗风险能力高于业界平均水平。

企业方面，上半年储能企业在全球业务拓展方面持续加力。2024年上半年，中国储能企业在全球范围内签约订单规模超过 80GWh（不含招投标订单）;海外订单签约规模超过50GWh，主要市场来自美洲、欧洲、澳洲、非洲、东南亚、中东等地。电池类企业带着 “产品”与“产能”出海逐渐成为趋势，部分电池企业也开始延展链条，将业务拓展至集成环节。光储类企业，由于具备技术、资源、渠道等优势，因此在海外布局的节奏也比较快。

△图8部分电池类和光储类企业典型海外订单情况（2024.H1）

储能产品迭代速度加快。在今年储能国际峰会期间，有100多款新品发布。电芯容量越来越大，从280到314甚至到500、600Ah产线已经在建设中，马上量产；储能系统容量从3点多兆瓦时到5MWh，甚至宁德时代、比亚迪、瑞浦兰钧等电池企业已经推出6MWh系统，还有储能系统其他核心配套单元，PCS、BMS、EMS、热管理方式、电气设备、以及各种集成技术，都在随着系统容量的变大而迭代升级。

新型储能政策及收益

一半以上收益依赖容量租赁

截至2024年6月底，全国已发布约 2160余项与储能直接和间接相关的政策，广东、浙江、山东、安徽等地储能政策最为集中；2024年上半年，全国共发布储能直接和间接相关政策 425项，是去年同期的1.6倍。截至目前，全国已有26个省市制定了2025年底的新型储能装机目标，总规模达 86.6GW。20余个地区提出的2025年产值/营收目标超500亿元，总规模目标近3万亿元。

从各项政策来看，新能源配储的方式越来越灵活，各地都鼓励租赁或购买独立共享储能容量；虽然多地动态调整分时电价，但峰谷价差同比呈下降趋势，今年前8个月，32个地区最大峰谷价差的总体平均值为0.68元/kWh，同比-6.7%；现货市场方面，现货均价同比去年上半年普遍下降；调峰辅助服务方面，国家发布196号文件，是影响辅助服务市场价格的关键因素，储能收益不确定性增增加；容量租赁方面，容量租赁价格受供需影响较大；容量补偿方面，河北、浙江对电网侧独立储能给与容量装机补偿，内蒙古、新疆等地按照放电量给与容量补偿。

△图9不同地区新能源配置储能要求

注加粗地区为2024年上半年新发布新能源配储要求的地区

数据来源CNESA

△图10全国电网代购电平均价差（2024年1-8月），单位元/kWh

从收益水平上看，美国CAISO、ERCOT电池储能平均收益水平最好，过去两年呈增长趋势。从收益构成上看，澳大利亚、英国储能收益来源以辅助服务为主，随着辅助服务市场的饱和，收益水平出现了大幅下降，但即便如此，从每年每兆瓦的收益来看，整体水平仍然高于国内。另外，与国外典型国家相比，国际市场中大部分收益来自于市场化的能量市场和辅助服务市场，容量市场占据一小部分；但国内独立储能电站一半以上的收益依赖容量租赁，租赁年限和租赁价格难以保证，未来我们仍需在储能如何参与电力市场方面持续探索和发力。