2024储能产业抢占制高点发展蓝皮书

宏观背景 国内产业动向 双碳战略下，储能迎来历史性发展契机双碳战略目标储能：新型能源体系的重要支撑010104 行业大事件盘点11 新型储能发展区域分析已投运项目区域分布2024年上半年中标项目区域分布131314 新型储能招标分析招标量中标价格151516 行业技术发展趋势17 行业概况 钠离子电池储能长时储能构网型储能技术高压级联技术液冷技术1718191920 基本概况概念及装机量技术路线分类及占比应用场景分类及占比06060709 行业创新案例展示21 奇点能源浙江锦盛22MWh储能项目纳晖储能深圳龙岗万达 2MW/4MWh储能电站弘正储能浙江金华地区高压并网储能项目阿诗特能源零碳工厂21222324 产业政策 国内政策汇总与分析储能产业政策汇总未来产业政策趋势研判252528 行业榜单&产业链地图 储能产业链地图47 中国新型储能行业榜单综合竞争力榜单市场份额榜单技术创新榜单49495354 海外市场分析 美国市场欧洲市场我国储能企业出海现状293337 优秀企业汇编 西安奇点能源股份有限公司青岛纳晖能源科技有限公司弘正储能（上海）能源科技有限公司维科技术股份有限公司瑞浦兰钧能源股份有限公司江苏阿诗特能源科技股份有限公司565758596061 市场前景 市场需求趋势预测45 宏观背景 双碳战略下，储能迎来历史性发展契机 双碳战略目标 3060规划指引我国构建新型能源体系 01 我国是世界上最大的能源生产国和消费国，化石能源禀赋短板明显。经过改革开放后的长期发展，我国能源资源的阶段性特征从无限供给逐渐转为日益稀缺，能源的供需矛盾成为制约未来经济持续稳定增长的重要因素之一，我国能源结构转型迫在眉睫。 我国在2020年正式提出“3060”规划。“碳”耗带来的“二氧化碳”排放是全球变暖的最主要原因。为延缓全球变暖进程，“碳中和”理念逐步获得全球各国认可。2020年9月22日，我国在第七十五届联合国大会上正式提出：力争2030年前二氧化碳排放达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和目标。设定碳中和目标于我国而言，不仅旨在解决全球气候变暖的问题，更是对能源安全问题的重视。通过碳中和倒逼我国加快构建以光伏风电为主的新型能源体系，用电力逐步替代传统化石能源的消耗，解决石油和天然气对外依存度过高的问题。 “3060”战略目标（双碳）已成为我国构建清洁低碳安全高效的能源体系的重要指引。实现“双碳”目标意味着能源体系的根本变革，将促进节能提效和清洁能源的大规模利用，逐步减少对化石能源的依赖。 我国通过多项措施保证双碳目标的实现： 抓好煤炭清洁高效利用，确保发挥兜底保障和对新能源发展的支撑调节作用； 大力发展风电和太阳能发电，统筹水电开发和生态保护，积极安全有序发展核电，加快构建新型电力系统； 重点控制化石能源消费，加强能源产供储销体系建设，提升国家油气安全保障能力等。 电力系统减碳是实现“3060”目标的关键 02 现阶段能源与供热领域是全球碳排放大户。 能源发电与供热在碳排放结构中占比最高，是碳减排的关键行业。能源发电领域中80%排碳来自燃煤发电，因此减少燃煤发电比重，并大力发展清洁能源将成为实现碳中和的重要途径。 零碳化电力生产与耗能终端电气化是电力系统减碳的主要路径。电力行业在能源系统转型中的首要任务是电力生产的零碳化，即以风、光、氢能等可再生能源发电技术替代传统的高碳排放的化石能源发电技术，实现电力供应的零碳化。为减少能源使用过程中带来的碳排放，终端用能全面电气化将成为各领域减排的重要路径。根据IEA数据，现阶段全球终端能源电气化率仅为20%左右，未来仍有充足提升空间。终端的全面电气化与高比例零碳化电力供给相结合，全球能源系统的碳排放水平将因电力脱碳而发生根本性的变化。 构建新型能源体系 03 中国缺油少气的国情使我国过往高度依赖以煤炭消费为主的能源结构，2023年石油和天然气资源的对外依存度高达71.2%和40.2%，能源安全问题凸显。 ①发电侧：风光发电实现电力生产零碳化 发展风力、光伏等新能源发电方式是新型能源体系发电侧的主要减碳方式。风力、太阳能发电的碳排放量显著低于化石能源发电。在电站的全生命周期内，不考虑碳捕捉，燃煤发电电站每千瓦时碳排放为1023克二氧化碳；30%燃烧效率的天然气发电厂每千瓦时碳排放为723克；50%效率的天然气发电厂是434克。对应新能源发电方式，光伏电站全生命周期内每千瓦时碳排放仅为30克，风能电站仅为10克。 按照发展目标，2060年中国能源电力转型将实现“70/80/90”目标，即电能消费比重、非化石能源消费比重与清洁能源发电比重分别达到70%、80%、90%以上，其中，新能源发电量占比超过60%。终端电气化水平上升势必显著拉升全社会对锂离子电池的需求。 ②电网侧：特高压解决资源与用电负荷错配 我国风光资源和用电负荷分布存在明显区别。我国西北部地区风光资源丰富，拥有80%以上陆地风能、60%以上太阳能和70%以上水能资源。而目前我国用电负荷主要位于中东部和南方地区，大量电力的跨省输送会相应为电网带来了较大的负荷，国内市场整体电力供需程度加紧发展。随着我国清洁能源基地加速建设，叠加原有的资源与用电负荷逆向分布情况影响，我国电力外送通道建设需求更加迫切。 特高压（UHV）是指电压等级在交流1000千伏、直流±800千伏及以上的输电技术。它具有输送容量大、距离远、效率高和损耗低等技术优势，能大幅提升电网的输送能力，在平衡各地区电力生产与负荷分布、促进新能源消纳中具有重要作用。我国共有37条“20直17交”特高压输电线路建成投运，已经初步形成“西电东送、北电南供”的局面，跨省跨区输电能力超过了3亿千瓦。未来风光大基地能源消纳需求催动跨省跨区特高压外输通道需求增长。 ③用户侧：适配绿电将迎来多种变化 社会加速电气化 过去，依托化石能源所建立的传统能源体系稳定、安全、经济地支撑了全球的经济发展与生产生活，也带来了全球变暖等一系列环境问题。在碳中和背景下，电力系统的供应从传统化石能源转变为风能、太阳能等可再生能源，由此将带来能源消费端的重大变革，社会将加速电气化。 根据电力规划设计总院数据，2023年，我国电能占终端能源消费比重达28%，相比十年前增加了6.7个百分点。伴随着工业、建筑、交通、农业等领域电能替代，2025年我国终端电气化水平有望提高到30%左右。 新能源供电体系中将面临电能供需错位等问题，储能、虚拟电厂、微电网等调节手段不可或缺。电能是动态的过程性能源，不易储存，主要通过电力网实现生产、输送和消纳同步进行。新能源（如风能和太阳能）发电方式受天气条件影响较大，具有间歇性、波动性和不稳定性的特点，大规模应用会对电网的稳定性产生冲击。为应对新能源发电的发电特征，储能、虚拟电厂、微电网等调节手段未来都将迎来大规模应用。 储能：新型能源体系的重要支撑 01 储能的必要性 在碳中和的大背景下，构筑新能源为主体的新型电力系统成为全球共识，储能将作为核心环节参与其中，是维持电力系统稳定性的重要保障。由于光伏发电具有随机性、间歇性等特点，并且电力具有供需实时平衡以及难以大规模存储的特征，大规模的光伏装机并网将会加剧电力系统供需两侧的双重波动性和不确定性，系统调峰难度大，并带来了弃光等一系列问题，而储能可以平抑光伏发电的不稳定性，实现电力供需的动态平衡，因此储能的配置在未来的绿电能源体系中是不可或缺的。 储能的作用 02 ①保持电力系统稳定性 电力系统稳定性，是指电力系统供给或需求端的波动导致系统频率出现偏差时，需要足够的调节能力使其保持稳定。电能作为动态的过程性能源，生产、输送和消纳同步进行，需求端的用电波动难以调节，主要通过供给端（发电厂）进行调节。传统电力系统采用火电、核电、水电等发电机组，其特点是电站规模大，可控性强。当电力系统负荷变化时，传统类型电站间配合方式灵活，响应速度快，可维持电力系统安全稳定运行。 在新型电力系统中，可再生能源发电输出日内波动大且受天气等多因素影响，电能输入的可控性不足，传统电网面临输入端电源和输出端负荷均不可控的被动局面，电网的稳定运行受到挑战。目前，将新能源发电与构网型储能相结合是实现大规模可控新能源发电的主流解决思路，构网型储能需求正呈爆发式增长。 ②保证峰值容量充足性 可再生能源发电输出的不稳定性将对电力系统的峰值容量充足性带来全新挑战。峰值容量充足性，即确保电力系统有足够的容量来满足一年中的最高需求。为应对各类突发状况及用电尖峰，电力系统需要储备一定的冗余容量。 新能源发电具有无法有效向上调节增加输出的特点，伴随可再生能源发电比重的增加以及电力占二次能源比重的增加，电力系统峰值容量充足性保障难度将显著提升。以储能为代表的灵活性电源能够在用电尖峰时期发力，作为电力系统的容量补充，是保障峰值容量充足性的重要来源。 ③提供爬坡灵活性 爬坡辅助服务是指为应对可再生能源发电波动等不确定因素带来的系统净负荷短时大幅变化，具备较强负荷调节速率的并网主体根据调度指令调整出力，以维持系统功率平衡。在碳中和情景下，主要指当光伏在下午到夜间时段出力降低时，需要充足且灵活的爬坡资源弥补其功率。储能可以在光伏出力高峰期充电，低谷期放电并协助电力系统爬坡，与光伏发电形成充分互补。 行业概况 基本概况 概念及装机量 新型储能是指除抽水蓄能外，以输出电力为主要形式，并对外提供服务的储能技术，具有建设周期短、布局灵活、响应速度快等优势，可在电力系统运行中发挥调峰、调频、调压、备用、黑启动、惯量响应等多种功能，是构建新型电力系统的重要支撑技术。随着装机规模迅速增长，新型储能在促进新能源开发消纳和电力系统安全稳定运行等方面的作用正在逐步显现。 中美欧是全球新型储能主要市场，中国是最大的增量市场。全球新型储能市场在近年来也呈现高度集中的趋势，中、美、欧三个地区连续多年占据新型储能新增装机量前三，CR3在80%左右，2023年进一步上升至88%。近年来，我国新型储能市场得益于风能、光伏发电装机量迅猛增长，源网侧储能需求显著提升，已成为全球新型储能最大的增量市场，2023年占比接近50%。 我 国 新 型 储 能 装 机 规 模 快 速 增 长 。 截 至 2 0 2 4 年 上 半 年 ， 全 国 已 建 成 投 运 新 型 储 能 项 目 累 计 装 机 规 模 达44.44GW/99.06GWh，较2023年底增长超过40%。从投资规模来看，“十四五”以来，新增新型储能装机直接推动经济投资超1000亿元人民币，带动产业链上下游进一步拓展，成为中国经济发展“新动能”。 技术路线分类及占比 抽水蓄能仍然是主流储能形式，但需特定地理条件，已无法满足储能需求。抽水蓄能具有储能容量大、系统效率高、运行寿命长、响应快速、工况灵活、技术成熟等优点，是目前大规模储能的主流技术。根据CNESA不完全统计，截至2023年底，中国已投运电力储能项目中抽水蓄能累计装机占比为59.4%，仍是第一大储能技术。但抽水蓄能需要特定地理条件，无法满足我国持续增长的储能需求，这也直接助推我国新型储能技术快速发展。 新型储能技术种类多样，锂电储能占据主导。新型储能技术包括锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等。与抽水蓄能相比，新型储能技术项目建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性较好等突出优势。截至2023年底，中国已投运新型储能累计装机规模首次突破30GW，达到34.5GW/74.5GWh，功率规模和能量规模同比增长均超过150%，总占比达到38.8%，仅次于抽水蓄能。在新型储能项目中，锂离子电池储能占据绝对优势，未来有望接替抽水蓄能成为第一大储能技术类型。 除锂电技术外，国家政策支持各类新型储能技术产业化。2023年12月，国家能源局公示新一批新型储能试点示范项目，涵盖了压缩空气储能、飞轮储能、重力储能、全钒液流电池