全球新型储能装机规模翻倍增长。截至2023年底，全球新型储能市场累计装机规模91.3GW，年增速高达99.6%（图2）。2023年新增投运规模是45.6GW，基本上与2022年同期累计规模相当。

中、美、欧继续主导全球新型储能市场。这三个地区合计占据了全球88%的市场份额，其中中国在2023年的市场份额为47%（图3和图4）。

各个区域的市场发展具有各自的特点，而这种多样化的市场结构反映了不同地区在储能技术和应用方面的特定需求和政策支持。

首先，美国新增规模突破8GW，以表前储能为主导（占91%），即公共事业级的大规模储能。这一趋势得到了《基础设施投资和就业法案》、《通胀削减法案》等相关法案巨额补贴的积极推动。美国正加速构建本地锂电产业链并初见成效，尽管锂电产业本土化在人员、技术、环保等方面仍面临巨大挑战。

其次，欧洲新增规模突破10GW。德国、意大利和英国为重点市场，新增装机合计占比达76%；户储占比67%。每个国家都有其独特的发展模式——德国以户用储能为主，继续引领欧洲及全球户储市场发展；意大利继“Superbonus”激励政策推行后，一跃升至欧洲第二大户储市场；英国新增大储装机规模创历年新高，达到1.5GW，拟建、在建项目储备丰富。

再看我国，截止到2023年3月底，国内已投运电力储能累计90.4GW，同比增长42%；新型储能项目快速增长，占比超过40%，锂电在新型储能中占比继续提升，超过97%；抽蓄首次降到60%以下（图5）。

如图6所示，截止到2024年3月底，中国累计已投运新型储能装机规模36.9GW，同比增长超过130%；2024年一季度，中国新增投运电力储能项目装机规模4.0GW，同比增长3.5%。

我国各省的发展也有各自的特点，总体上是以“源网”侧的储能来主导整体储能应用方向。2024年一季度，新增投运新型储能项目主要分布在全国24个省份，西北地区以新能源配储能为主，新疆在功率规模和能量规模上实现“双第一”，配储时长不断提升。在应用上，我国主要以源、网侧大储为主，近两年用户侧的储能装机也在逐渐提升，今年一季度新增投运装机占比首次突破10%（图7）。

再看国内的储能产品（图8），由于电动汽车产业和动力电池的蓬勃发展，形成了良好的产业链优势。2023年中国企业在全球市场中的储能锂电池（不含基站/数据中心备电类电池）产量超过185GWh，今年上半年这一数字已达到110GWh。在储能系统环节，国内的一些集成商也具有一定优势。2023年中国企业全球储能系统排名前三是阳光电源、中车株洲所和海博思创。

此外，储能产业链价格竞争激烈。去年电池级碳酸锂价格处于快速波动的状态，从年初的几十万浮动到年底的几万。因此，电池价格从2003年年初到年末基本上实现了“腰斩”，直到2024年上半年走势才趋于平稳，价格稳定在8.2-11.4万元/吨（如图9所示）。2024年上半年，储能系统的中标均价为0.68元/Wh，同比下降49%，与2024年初相比下降9%。

相比过去两年，2024年储能融资热潮回落。一季度融资总金额超240亿元，涉及领域除了锂电池和材料相关的研发和制造外，还包括储能系统集成、钠离子电池、液流电池、电池安全与热管理、PCS、便携式/户储系统、电池回收、智能制造、AI数字化等。加上整个国家证监会政策的调整，原计划IPO的储能企业也放慢了节奏，经历了市场阶段性收紧。不过，一些创新型技术企业的融资可圈可点。如表1所示，一季度有两家储能系统集成企业成功上市，共获得25.26亿元的融资。

在国家层面，新型储能首次被写入《政府工作报告》；“十四五”规划将储能目标提升至40GW；发布影响储能辅助服务的关键196号文、电力市场运行规则及两个调度运行政策等。

在地方层面，政策发布重点围绕储能发展规划、政策补贴、新能源配储和电力市场几个方面，通过扶持产业项目落地、改善充放电经济性、完善市场规则环境等方式推动储能发展。

当前新型储能装机规划目标持续攀升。截至2024年7月底，全国已有26个省、市制定了到2025年的新型储能装机目标，总规模达到86.6GW，远超《2024-2025年节能降碳行动方案》制定的40GW目标；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3.4万亿元。

此外，国家层面高度重视储能技术发展科技创新类的政策支持。“十四五”时期国家各部委陆续发布多项储能技术创新支持政策，旨在推动储能核心技术自主创新。2021年12月，国家能源局、科学技术部印发《“十四五”能源领域科技创新规划》，围绕五大重点任务，确定了相关集中攻关、示范试验和应用推广任务，以专栏形式部署了相关示范工程，并制定了技术路线图。按照集中攻关一批、示范试验一批、应用推广一批“三个一批”的路径，推动能源技术革命取得重要阶段性进展。

另外，国家也高度重视储能产业的创新发展，实施了一系列关键政策以推动该领域的技术进步。国家重点研发计划从“十三五”延续至“十四五”，针对储能技术的多样化和各阶段发展目标，确定了不同技术方向的支持政策。此外，国家还推出了首台套重大技术装备支持项目，今年已有超过70个储能相关项目申请首台套，反映出产业的极高活跃度。

国家能源局也积极支持储能技术的示范应用。自2020年发布首批8个科技创新示范试点储能项目以来，到2024年又新增了56个新型储能示范项目。这些示范项目，不仅促进了储能技术的创新，还为未来技术发展路径和应用方向提供了重要的引导和示范作用。

得益于国家政策的大力支持和各方的积极推动，中国储能产业链已相对完善，并在全球范围内展现出领先优势。从上游的原材料供应，到储能技术的研发，再到储能系统的集成以及下游的多样化应用，中国已经培育出一批在产品、技术和品牌方面具有全球竞争力的杰出企业。在中游储能本体技术和系统集成领域，诸如宁德时代、比亚迪、阳光电源等企业，其储能系统解决方案在国际市场上同样展现出强劲的竞争力。这些企业的卓越表现，不仅推动了中国储能产业的快速发展，也为全球能源转型和可持续发展做出了积极贡献。

新能源配储仍然是储能发展的核心驱动因素。截至目前，国内已有近30个地区出台了关于新能源配置储能的政策，要求新能源项目配置储能的比例在5%至20%之间，储能时长从2小时至4小时不等。西藏和新疆等地区的配储比例和储能时长呈现出上升趋势，它们提出了构网型储能配置的具体要求，以增强电网的调节能力和稳定性。此外，浙江、江苏、河南、河北、广西、山东、湖南等地也针对分布式光伏项目提出了配置储能的要求。

国内的独立储能主要是通过现货市场、辅助服务市场、容量租赁和容量补偿等方式获得收益。然而，当前储能行业在参与电力市场时面临若干挑战。

一是现货市场的价差并未达到预期水平，导致储能项目通过价差获利的空间有限。此外，储能设施参与现货市场还伴随着较高的风险，这进一步限制了其经济可行性。

二是在调峰市场方面，虽然存在补贴政策，但这些补贴通常设有上限，无法为储能项目提供长期稳定的收益保障。同时，容量租赁市场也存在不确定性。政府虽有指导价，但储能设备能否成功租赁出去以及租赁价格的确定都存在较大变数。

至于容量补偿，虽然有初装容量补偿和度电容量补偿两种形式，但总体而言，这些补偿措施在储能项目总收益中的占比相对较小，难以为项目提供充足的经济激励。因此，储能项目的收益模式和市场参与机制仍需进一步优化，以提高其市场竞争力和投资吸引力。

与国外成熟的储能商业模式相比，中国的储能市场在收益结构上还存在明显差异。在美国和澳大利亚等国家，储能项目的收益主要来源于电力市场的交易和价值回报，这些收益随着市场机制的完善而逐年增长。特别是在美国CAISO（加州独立系统运营商）和EBCOT（德克萨斯州电力可靠性委员会）市场，储能项目通过参与电力市场交易获得了可观的收益。在英国和澳大利亚，储能项目主要通过辅助服务市场获得收益，但近两年来，由于辅助服务市场的调节资源趋于饱和，收益有所下降。

相比之下，中国的储能项目收益相对较低，主要依赖于容量租赁。这种方式受到政策调整、市场变化和项目执行效率等多种因素的影响，具有较大的不确定性。因此，中国的储能项目在收益模式上还有待进一步优化和创新，以提高项目的经济效益和市场竞争力。

从新能源发展的视角来看，储能行业未来的发展潜力巨大，且其发展具有重要的战略必要性。对未来储能产业发展趋势的判断可以概括为以下几点：

第一，中国在储能领域的专利申请和学术论文发表方面均远超其他国家，位居全球首位，这一领先地位预示着中国储能产业将继续保持活跃的发展态势。

第二，预计未来储能市场规模的年增速将超过40%，继续显示出强劲的增长势头。

第三，随着市场的扩大，行业竞争也将日趋激烈，这将推动企业不断创新和提升产品质量。

第四，国内领先的储能企业正加快国际化步伐，积极布局海外市场，以拓展更广阔的发展空间。

第五，储能市场化交易的进程正在加快，这将为产业发展注入新的动力。

面对这些趋势，未来储能产业的发展需要从单纯的高速增长转向更加注重质量和效益的高质量发展，这是实现可持续发展的关键所在。这一转变不仅需要技术创新和市场机制的完善，还需要政策支持和行业自律，以确保储能产业的健康、稳定和长期发展。