受益于新能源项目加速落地，叠加政策持续加码，中国储能装机规模持续快速增长。
2024年1-7月，全国共发布了616项新型储能相关地方层面政策，广东省发布最多，共61项；浙江54项，河南、江苏、山东、安徽38项以上，四川、上海、内蒙古、北京均超20项。
8月24日，碳中和能源高峰论坛暨第四届中国国际新型储能技术及工程应用大会与新型储能技术青年科学家论坛在深圳召开。
中国化学与物理电源行业协会秘书长王泽深重点介绍了今年前七个月我国新型储能产业发展形势。
从数据上看，今年前七月，新型储能装机规模和招标规模最大均是苏州。苏州装机容量占全国 20.19%，位列全国第一，若放眼整个华东地区，则占到了全国新增装机的41.03%。
在储能锂电池产能上，江苏和广东不相上下，江苏新增产能最大，合计年产能超250GWh；广东则是新增投产规模最大，达47GWh。
在储充/光储充项目上，广东则位列第一，新增拟在建192个，数量占比31.02%，多数为城市充电站。
而从产业发展角度看，尽管主流储能电芯仍为280Ah，但300Ah+的电芯需求大幅上升，300Ah+产品在全球大储市场占有率已接近30%。
广东新增投产规模最大
在产业投资方面，据储能应用分会不完全统计，截至2023年底，国内前14家锂电池龙头企业已建成产能达1354.2GWh，其中，宁德时代552GWh，占比40.76%；比亚迪220GWh，占比16.2%；国轩高科109GWh，占比8%，亿纬锂能产能达86GWh，占比6.35%。
今年1-7月共150个储能锂电池产业项目更新了动态，合计年产能1370GWh，总投资超3670亿元，达产后年产值超5860亿元。其中，备案582GWh，占比43.05%；签约/环评获批/拟建等372GWh，占比27.51%；开工/在建298GWh，占比21.89%，新增规划和在建产能合计共1252GWh。
1-7月新增投产118GWh，占比7.54%，投产产线达产后年产值超739亿元。
分地区看，江苏省储能锂电池产业项目新增产能最大，投产6GWh，规划和拟在建244.2GWh，合计年产能超250GWh，占比18.3%，总投资超380亿元，达产后年产值超575亿元。
其次，广东新增投产规模最大，达47GWh，新增规划和拟在建产能89GWh，总计136GWh，占比10%，排在第二。浙江新增拟在建产能111.3GWh，排名第三。河南新增投产40GWh，新增投产规模位居全国第二。
今年1-7月共32个固态/半固态电池产业项目更新了动态，新增总年产能187GWh，总投资超900亿元，达产后年产值超643亿元。
其中，项目备案达到18GWh，占比9.63%；签约/拟建56GWh，占比29.95%；开工/在建110GWh，占比58.82%。综上，新增规划+在建产能合计共184GWh。1-7月固态/半固态电池共投产3GWh，占比1.6%。
江苏储能系统招标规模最大
在储能项目招标集采方面。据储能应用分会统计，今年1-7月，国内储能EPC、PC、电芯、储能系统采招和容量租赁总需求达35.4GW/102.2GWh，其中EPC/PC招标46.7GWh，储能系统（含直流侧）采招34.66GWh，容量租赁1.86GWh，电芯集采18.9GWh。
就应用场景分析，电网侧独立/共享储能项目招标规模18.12GW/43.43GWh，容量占比67.28%；电源侧招标7GW/18.6GWh，占比28.85%；用户侧0.917GW/2.5GWh，占比3.87%。
今年1-7月，国内储能EPC、PC、电芯、储能系统采招和容量租赁总需求达35.4GW/102.2GWh，其中EPC/PC招标46.7GWh，储能系统（含直流侧）采招34.66GWh，容量租赁1.86GWh，电芯集采18.9GWh。
今年新型储能招标规模最大的省份是江苏，规模达9.73GWh，容量占比14.86%；新疆招标规模达8.9GWh，占比13.61%，居全国第二。
内蒙古招标需求达6.85GWh，占比10.45%，排在第三。河南招标规模超5GWh，此外，宁夏、青海、甘肃、河北、山东招标规模均在4GWh以上。
就大区分析，2024年1-7月西北地区储能招标规模最大，达22.75GWh，容量占比34.73%；华东地区招标规模达15.8GWh，占比24.1%；华北地区招标规模为13.5GWh，占比20.66%。此外，华中6GWh，西南4.4GWh，华南2.54GWh。
储能系统设备造价和EPC造价持续下降
2024年1-7月，电芯/储能系统集采/框采招标规模达36.7GWh，规模最大的是中国电气装备14.54GWh储能电芯集采，其中11.1GWh需求为314Ah电芯。
虽然目前主流电芯仍为280Ah，但314Ah电芯在7月集采中的需求已远超280Ah电芯。目前，300Ah+产品在全球大储市场占有率已接近30%。此外，1-7月PCS集采招标2.04GW，EMS招标2.4GWh。
在中标价格方面。据分会统计，7月，1h储能EPC中均价为1.608元/Wh。2h磷酸铁锂储能EPC中标价格在0.886-1.938元/Wh区间内，中标均价1.362元/Wh。4h储能EPC中标价格在1.08-1.5元/Wh，均价1.097元/Wh。
7月，磷酸铁锂储能系统采购中标单价区间0.495-0.888元/Wh，其中，1h磷酸铁锂储能系统中标单价区间在0.88-0.8841元/Wh。2h储能系统中标单价区间在0.52-0.888元/Wh。4h储能系统中标单价区间在0.495-0.695元/Wh，均价0.508元/Wh。
会上发布的《2024年（二季度）新型储能典型应用与发展趋势分析报告》中提到，二季度随着电池为主的储能设备价格持续下降，储能系统设备造价和EPC造价持续下降。截至二季度底，以充放电 2h磷酸铁锂储能系统为例，集中式拓扑储能系统价格主要分布在0.56-0.62元 /Wh左右，相比 2023年二季度 1-1.2元 /Wh左右价格，同比下跌超过70%。二季度 1h、2h、4h时长集中式储能设备单价在 0.95元 /Wh、0.59元 /Wh和 0.54元 /Wh左右。
王泽深表示，新型储能依然存在调度利用水平偏低、主动支撑能力不足，商业模式不清晰、储能充放电成本较高、市场主体激励不足、管理机制不健全、安全性有待加强等问题。
同时，受新能源大基地建设、分布式光伏发展、区域弱电网运行、新能源汽车渗透率不断提升、用电冬夏、早晚“双峰”、极端灾害天气多发频发等影响，保障电力安全可靠供应面临多重考验，新型电力系统对储能的需求将不断增长，对储能的支撑、调节能力也提出了更高要求。
