我国电力储能规模保持高增，截至2024年底累计装机首次超过百吉瓦，达到137.9吉瓦。新型储能主力地位凸显，根据CNESA Datalink全球储能数据库不完全统计，新型储能装机规模首次超过抽水蓄能，达到78.3吉瓦/184.2吉瓦时，功率/能量规模同比增长126.5%/147.5%。在新增装机中，新能源配储和独立储能的贡献明显。

同时，储能行业正在加速洗牌，2024年注销、吊销等异常储能相关企业数量翻番，储能系统全年中标均价为628.07元/千瓦时，同比下降43%；12月均价为697.02元/千瓦时，同比下降12%，较年初下降11%。中关村储能产业技术联盟预计，技术革新将推进行业从“卷价格”向“卷价值”转变，预计2025年新型储能累计装机将突破100吉瓦。以100吉瓦计算，同比增长预计或为28%。

中关村储能产业技术联盟理事长、中国科学院工程热物理研究所所长/研究员陈海生表示，2024年，国网和南网经济区储能的等效利用小时数都较2023年同比增长了100%以上，从储能价值看，规模化调节与保供价值将不断提升。中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬告诉《华夏时报》记者，在规模化达成后，有大量的储能项目已经进入了运营环节。政策层面是在鼓励电站提高利用小时数与利用频次去完成从规模化向商业化的发展转变。随着政策力度的加持，未来储能的调用小时数和集中调度的规模会进一步增加。

新型储能装机超过抽水蓄能

过去3年，储能行业高歌猛进。2022年，储能行业开始爆发式增长。截至2023年底，中国已投运电力储能项目累计装机规模达到86.5吉瓦，占全球市场总规模的30%，同比增长45%；其中，新型储能累计装机规模首次突破30吉瓦，达到34.5吉瓦/74.5吉瓦时，功率规模和能量规模同比增长均超过150%。

2024年，全球储能增长依然可观。2025年1月15日，中关村储能产业技术联盟在北京发布了2024年度储能数据。2024年，中国的累计电力储能装机规模的增速更高，增长了51.4吉瓦至137.9吉瓦，同比增长了59.9%。而新型储能装机规模也在2024年首次超过抽水蓄能，累计装机首次超过百吉瓦时，达到78.3吉瓦/184.2吉瓦时，同比增长了126.5%/147.5%，在电力储能装机中的占比达到57%。

新型储能的新增装机也保持了翻倍增长，2024年新增新型储能投运装机规模为43.7吉瓦/109.8吉瓦时。虽然在应用类型上还是以源网侧为主，但是用户侧装机的发展最为迅猛。用户侧装机规模同比大增了390%。具体来看，在新增装机中，电网侧占比为61.2%，且99.1%为独立储能；电源侧占比为31.6%，风储、光储和火储的占比分别为48.8%、41.3%、2%；用户侧占比为7.2%，且有93.7%为工商业储能。

分月份来看，12月份的新增装机最大，达到了13吉瓦/33.6吉瓦时。从并网流程来看，从并网申请到最终并网，整个周期通常在数周到数月之间，年底抢装也一直是储能行业的“传统”。海辰储能有关人士告诉记者，这也是内卷的结果，储能行业并网周期较长，加上今年上半年市场较为平淡，普遍存在年底并网的现象，各省市各地方都抢在12月31日前并网，这可被视为一种行业“潜规则”。

随着规模大增，已经有多省提前1年完成了“十四五”的新型储能装机目标。全国已有26个省市制定了2025年底的新型储能装机目标，总规模为86.6吉瓦。而截至2024年底，已经有山东省、河北省、湖南省、浙江省、广东省、江苏省、贵州省和西藏自治区8个省份完成十四五新型储能装机目标。

从供应商来看，在我国新型储能系统集采/框采中标市场，前15家企业的中标量达到标段总数的46%，由于准入资质门槛提升、产品出货业绩、项目业绩、研发实力要求愈发严格，龙头企业具有较强竞争优势。2024年，中车株洲电力机车研究所有限公司、海博思创（688411.SH）、阳光电源（300274.SZ）、远景能源有限公司、平高集团储能科技有限公司入围标段数目排在前五。

谋求商业化出路

从区域分布看，新疆和内蒙古分列能量规模和功率规模第一，也是分别以新能源配储和独立储能为主导的省份。同时，装机规模前十的省份也都以独立储能为主。

独立储能区别于依附于新能源电站或火电厂的储能系统。独立储能作为一种储能运行模式，以第三方资本为主投资建设，直接接入电网运行，出售或租赁储能容量调节能力给发电企业、电网企业、电力用户等具有储能使用需求的主体。可提供的服务诸如大容量能源服务、支持可再生能源并网等。

目前，独立储能仍面临一些发展痛点，并导致商业化投资和运营面临风险。陈海生表示，目前独立储能的商业模式很大程度上依靠容量租赁，而2024年的容量租赁市场有三个特点，一个就是出租率低，部分省份电站低于30%；二是租赁价格有所下降，有些省份2024年年底的租赁价格相较于2023年租赁价格的最高价下降了90%，总体来看2024年的平均租赁价格降到了100元左右。三是出租周期有所缩短。2023年的租赁合同的周期一般是2至3年，而2024年中关村储能产业技术联盟统计的租期和缩短为一年期的占到大多数。

针对这一问题，部分省份开始探索储能容量租赁新方案，比如冀北、云南明确了租赁交易价格的上下限，云南当月未成交部分按照租赁参考价格下浮30%计费或者调节相关费用，安徽省公开拟建、在建和已建的项目可租赁的供应信息。

此外，还存在容量补偿机制不足，包括缺失与其他灵活性资源“同质同价”的容量补偿机制；辅助服务市场不确定性增加，多地下调调峰补偿价格，调频市场面临诸多限制；现货价差普遍较小，现货市场仍处于初级阶段，机制难以体现储能价值，应加快探索负电价机制、5分钟结算机制、现货能量市场与辅助服务市场耦合出清机制等问题。

陈海生也指出，从储能价值看，规模化调节与保供价值将不断提升。原因在于不论是国网经济区还是南网经济区，等效利用小时数都较2023年增长了100%以上，预计2025年储能的利用水平会得到提升。

岳芬告诉记者，“在十四五期间，国家层面对于储能的定位是要实现技术突破以及产业的规模化发展，所以在前期很多重心都放在了技术和产业推进，然后包括全场景的一些示范应用等这些方面。在规模化达成后，有大量的储能项目已经进入了运营环节。政策层面是在鼓励电站提高利用小时数和利用频次，以完成从规模化向商业化的发展转变。随着政策力度的加持，未来储能的调用小时数和集中调度的规模会进一步增加。”