在碳中和目标下，储能是实现能源科技革命的重要保障，是实现能源转型的关键技术之一！
据《2024中国新型储能行业发展白皮书》统计，2023年储能新增装机规模达到了约23.22GW/51.13GWh，同比增长221%！这一惊人的增长数据，显示出其巨大的发展潜力。
中电联预计，2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦，按照平均“10%，2.4h”配储比例计算，预计2024年电源侧储能新增装机可达到16.3GW/39.2GWh！
国内储能市场发展现状如何，系统集成、电池、变流器等关键技术应用现状如何， 2024年储能市场又将迎来哪些机遇和挑战？我在下文中对以上问题进行了解答，并分享了7322个储能备案项目数据、《中国储能市场现状及应用研讨》PPT等干货，为大家提供详实的数据和深入的分析，帮助大家更好地把握储能市场的发展。
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备案项目名单+专家解读PPT
例如，这份包含了7322个储能备案项目的数据库，汇总了2023年1月-2024年2月所有的储能备案项目。
朋友们可以通过数据表了解储能项目规模、技术路线、应用场景、项目单位等内容。也可以通过表格分析储能备案项目的投资金额、市场需求、技术发展趋势等。
以2024年2月数据为例，通过分析，我们可以发现，浙江、江苏、广东、河南、湖北、山东等20省储能相关投资备案项目共405个；产业类项目78个；项目类327个，其中源、网、用户侧新建储能电站项目272个，（风）光储充(检)/储充/源网荷储等一体化项目55个，涉及储能规模超12.35GW/28.32GWh。
在2月完成备案的327个储能新建项目中，用户侧储能180个，总规模超303.52MW/649.18MWh；电源侧项目11个总规模超178.30MW/266.60MWh，电网侧项目2个，总规模250MW/500MWh；独立/共享储能79个，总规模超11.60GW/26.90GWh；一体化项目55个。
再比如这份《中国储能市场现状及应用研讨》PPT，来自储能与电力市场总经理王铮的主题报告，全面分析了我国独立式储能电站、工商业用户侧储能、火储联合调频的应用及商业模式。
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他指出，目前我国已有20多个省份发布了新能源配储要求，带来储能需求近40GW；锂电仍然是储能的主流技术路线，单体规模从百MWh级，向GWh级迈进；混合储能首次出现在国内采招市场中，并日益增多。
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储能市场发展现状如何？
中国储能市场在“十四五”期间增速迅猛，2023年新增装机规模达到了约23.22GW/51.13GWh，同比增长221%；源网侧仍占据国内储能市场的主要地位，按照装机功率统计2023国内源网侧新增装机占比高达90%；国内储能在用户侧应用则以工商业储能为主，2023新增装机(GW)占比达到了10%,其中99%为工商业储能。
1、源网侧储能分析
2023年国内新能源市场规模持续提升，光伏风电的大规模并网拉动源网侧储能配置需求同步上涨。
根据工信部及其他专业机构统计数据，2023年国内集中式光伏新增装机120.014GW，同比增长148%，风电装机45.9GW，同比增长102%。我国风光大基地项目建设持续发力，在完成首批约97GW风光基地建设后，后续还有超过450GW风光大基地项目待建。
图：2023年中国源网侧新型储能新增装机规模
2023年我国共发布源网侧储能相关政策236条，其中电力市场政策发布最多且较2022年有所增加，这也反映了我国电力市场建设进程进一步加快；规划类政策中，2023年共11个省份出台了新的储能装机目标，其中山西省以“2025年10GW”的装机规划位列第一；以“容量补贴”、“投资补贴”为主的各类补贴也已成为储能装机的核心驱动。
图：2017-2023全球储能市场新增规模（GWh）
2023年是独立储能发展元年，关于电力市场、容量补偿、容量租赁政策密集出台，促进独立储能盈利路径拓宽，市场化进程进一步加快；国家及多地政府全年共发布相关政策45条，我国电力市场改革取得突破性进展。政策驱动下，我国源网侧储能逐渐形成了“容量租赁、容量补偿、电能量交易、辅助服务”等多元化的盈利模式
2、工商业储能市场分析
2023年中国用户侧储能新增装机4.77GWh，同比增长超过200%，而当前中国用户侧储能主要以工商业储能为主（户用储能市场微乎其微），且近五年工商业储能总体呈上升态势。
其中2021年因宏观环境影响导致工商业储能新增装机量下降，但22年迅速反弹并于2023年突破GWh规模，正式进入快速发展阶段！
项目备案方面，2023年中国工商业储能项目备案总数共计4666个，规模总计2125MW/4400MWh。
其中浙江省项目备案1188个领跑全国，广东、江苏位列第二、三位，得益于峰谷价差和分时段及补贴政策的支持，使得该三省项目备案数量占全国约60%，成为2023年工商业储能发展的主舞台。
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2023年作为中国工商业储能快速发展的一年，离不开国家和各省市及地方的从规划、补贴等角度所制定的政策支持。
2023年中国出台关于工商业储能的政策共计231条，其中补贴政策共计32条，补贴手段主要分为放电补贴、容量/功率补贴和投资补贴，补贴政策已成为继峰谷套利后又一推动中国工商业储能发展的有力手段。
图：2023中国工商业储能政策构成
当前浙江、江苏和广东三省工商业储能经济性优越，行业发展高增。
假设配置1MW/2MWh工商业储能系统，变压器容量满足储能充电需求，项目EPC投资成本1.5元/Wh，每天2次充放，年工作天数300天，充、放电效率95%且其他装置效率98%，电池衰减2%/年，系统每年运维费率2%，相应税率及折现考虑在内，仅考虑峰谷套利的测算下，广东省珠三角五市项目IRR17%（项目回收期5年），浙江省项目IRR11%（项目回收期7年），江苏省项目IRR15%（项目回收期6年），具备优越经济性。
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关键技术应用现状
1、储能系统集成
随着技术的不断发展，储能系统集成技术也在不断创新和迭代。
集中式储能系统主要适用于低压大功率场景，通过电池多簇并联后与PCS相连，实现大功率、高效率的能源储存和输出。
分布式储能系统则更适用于低压小功率场景，每一簇电池都与一个PCS单元连接，实现小功率、分布式的能源储存和管理。
智能组串式储能系统则基于分布式储能系统架构，通过电池模组级能量优化、电池单簇能量控制等创新技术，实现储能系统的高效应用。
高压级联式储能系统则直接将电池单簇逆变接入高压电网，实现大容量、高效率的能源储存和输出。
集散式储能系统则通过直流侧多分支并联和DC/DC变换器等方式，实现电池的隔离和汇集，提高系统的可靠性和效率。
从当前的技术发展趋势来看，交直流一体化储能系统、高压级联式储能系统和站房式储能系统有望在储能系统中得到更广泛的应用。
2、储能电池
随着可再生能源渗透率的不断提升，为了保证新型电力系统的的长期稳定性，所需配置储能的时长将越来越长，长时储能的需求将在未来的电力系统中不断催生。伴随储能系统时长走向4小时、8小时，单体储能电站的电量也将从百MWh迈向GWh时代。
以1GWh的储能电站为例，使用24年新进入市场的314Ah电芯，整个电站需要监控和管理的电芯数量达到100万颗。巨量的电芯，从电芯的监控管理，到单个储能产品的监控管理，再到整个电站的监控管理，都带来极大挑战。
集成度更高、一致性更好的电芯是解决路径之一，提升电芯Ah数成为行业发展共识。得益于能量密度的提升，大电芯在电芯、系统集成、产线投资方面都大幅降低投资成本。
电芯重新设计了电芯本体的结构和化学配方，内部结构件的大量简化，结合正负极配方的提升，促进电芯单瓦时成本的降低；制造方面，单位时间内电芯的产能效率提升1-3倍，降低产线的单瓦时投资与电芯的制造成本；系统集成方面，电芯数量的大幅减少，显著降低了高压盒、线束等零部件的数量，同时为安装效率的提升提供可能。降本增效的同时减少故障点，提高储能系统可靠性。
3、储能变流器
为了保证未来电力电子高渗透率(甚至100%渗透率)下新型电力系统的稳定运行，需要将其中部分变流器控制成电压源而非电流源。虽然在不同文献中，构网型变流器控制架构的具体实现细节有所差别，但它们均遵循着相同的本质：
（1）将变流器控制成电压源而非电流源。
（2）通过控制变流器自身输出功率(或直流电压)而非仅采样外部交流电网电压来实现同步
上述两条核心控制思想保证了构网型变流器可以在不依赖外界交流系统的情况下，自行构建交流侧输出电压，以便交流电力系统在正常、干扰、紧急情况下均能运行。因此构网型变流器可以孤岛运行，也可以接入极弱电网运行。
4、储能电池管理系统
储能BMS（电池管理系统）热失控发展趋势是一个复杂且关键的问题，涉及到电池技术、系统设计、运行环境等多个方面。
储能安全， 关乎储能行业的健康发展，如何才能提高安全意识，有效规避事故发生？
随着电池储能系统的广泛应用，热失控问题逐渐受到业界的重视。需要明确的是，热失控是电池在特定条件下，如高温、过充、内部短路等，导致电池内部化学反应失控，产生大量热量并可能引发火灾的现象。因此，对于储能BMS来说，预防和控制热失控是保障系统安全的关键。
从发展趋势来看，随着电池技术的不断进步，新型电池材料的应用以及电池管理系统的智能化发展，储能BMS热失控的风险有望逐渐降低。
目前，锂电池是主要的储能电池类型。未来，随着固态电池等新型电池技术的研发和应用，电池的热稳定性和安全性有望得到显著提升，从而降低热失控的风险。
智能化是储能BMS的重要发展方向。通过引入先进的算法和传感器技术，可以实现对电池状态的实时监测和预警，及时发现并处理可能导致热失控的异常情况，从而避免热失控的发生。
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储能机遇与挑战
在逆全球化的浪潮下，全球产业链的重构正在加速进行。光伏及锂电产业作为我国重要的新型制造产业已处于全球绝对领先的地位，以美欧为首的国家及地区正在通过各种政策及手段，例如：《IRA》、《欧盟电池和废电池法规》《碳边境调节机制》，建立北欧电池联盟等，不惜代价的试图摆脱对中国制造的依赖。全球贸易正在从效率模式转为安全模式，价值链趋于本土化，我国处于逆全球化暴风眼之中，也将直面世界产业链重构带来的冲击。新的定位下产能过剩以及需求不足等问题日益凸显，整体自上而下转型的阵痛仍将持续，企业需要可以适应储能产业在地缘格局中的不断再平衡，实时改变自身来迎接整体大环境重塑带来的挑战。中国能源转型对电力的供应提出了巨大挑战。随着向脱碳目标的迈进，电动汽车、电器、热泵以及电气化工业、交通运输和农业等耗能需求将大幅增加。与此同时，5G、自动化、机器学习和人工智能的发展对数据需求激增，进一步加剧了中国对于电力的需求,尤其是清洁能源的需求。结构性较高的电力需求以及过渡性电力供应的不稳定相结合，在未来或将导致更大的电力波动。为了缓解日内和季节性电力的波动,并确保持续的电力供应,电网可能依赖两个支柱：大型储能系统和灵活性发电(例如：火电,煤电灵活性改造)。2023年国家能源局组织发布的《新型电力系统发展蓝皮书》中表示，发展日间级储能技术是我国碳达峰（2030年）前推动电网向动态平衡过渡的保障，多种新型储能技术路线共同发展是中国储能市场发展的趋势。因此，短期来看，我国储能行业仍处于发展初期，现阶段仍呈现商业化不足，应用场景单一等问题。但随着能源转型的不断推进，储能将在可以预见的未来深度参与我国的新型电力市场建设，并探索出更多应用场景及商业模式，随着碳中和进程发展逐渐成熟。若保持现有增速，中国储能装机规模在2030年（碳达峰期间）将超过260GW，远超过IEA对2030中国电力部门净零排放所需储能（180GW）预期。
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结语
随着我国“双碳”目标的提出及能源转型逐渐深入，我国新能源装机容量和发电占比不断提升。新型电力系统的高比例新能源、高电力电子化、配网有源化等特征，对其稳定性、可靠性提出了更高的要求，快速、灵活的调节资源配置需求逐渐增加。
储能技术在提高风、光等可再生能源的消纳水平、缓解调峰压力、平滑可再生能源输出等方面发挥着重要作用，是促进可再生能源高效利用的关键技术之一。
在此背景下，我国储能装机规模有望在2030年碳达峰期间实现跨越式增长，远超国际预期。这不仅是我国能源转型和电力市场发展的重要里程碑，也是我国在全球能源科技领域实现新突破、展现新作为的有力证明。