江苏新型储能发展迅猛，中标项目规模领先全国。
西北、华北区域新型储能装机领先。整体来看，在政策推动、电网消纳压力与产业链降本推动下，国内储能市场总量增长料 将保持较好的增长趋势。在结构上，新能源装机集中的西北地区及储能盈利模式更完善的华北地区装机增速领先。截至2024年上 半年，西北、华北地区已投运新型储能装机占全国超过50%，其中，西北地区27.3%，华北地区27.2%，华中地区15.3%，南方地 区15.2%，华东地区14.6%，东北地区0.4%。
山东、内蒙古、新疆等省份新型储能装机规模居前，全国共11省（区）装机规模超百万千瓦。截至2023年底，新型储能累计 装机规模排名前5的省区分别是：山东、内蒙古、新疆、甘肃、湖南，装机规模均超过200万千瓦；宁夏、贵州、广东、湖北、安 徽、广西等6省区装机规模超过100万千瓦。
西北仍是我国新型储能装机的重点地区，电网侧储能是建设重点。西北地区储能装机主要以新能源配储为主，得益于新能源 发电装机量的快速增长，西北地区储能中标量领先全国其他地区。2024年上半年，西北地区储能中标落地规模最大，达 14.4GWh，占比34.14%。中标项目均为大型储能，其中电网侧8.98GWh，电源侧5.4GWh，青海、新疆、宁夏、甘肃中标项目规 模均在全国前列。
江苏新型储能发展迅猛，中标项目规模领先全国。2024年上半年，华东地区中标公示项目共10.25GWh，占比24.3%，其中江 苏省规模达7.3GWh，大幅度领先其他省份。2023年以来，江苏以较高的峰谷价差吸引了大量工商业储能的开发商。江苏省政府通 过绿电项目配储、设置独立式储能项目清单并纳入全省电力规划等方式，加速本地储能的发展，截至7月15日，江苏省新型储能项 目累计建成投运540万千瓦，同比增加10倍，电化学新型储能项目规模跃居全国第一。
2024年以来新型储能招标量增速明显。招标量是新型储能行业需求释放的先行指标。据不完全统计，2024年上半年我国新型 储能招标合计达41.7GWh，同比增长56.8%，我国大型储能的建设仍处于不断加速状态。从招标到中标的传导中，2024年上半 年，我国新型储能中标量38.3GWh，同比增长49%。
锂离子电池价格在锂价下行和行业产能释放双重影响下步入持续下行。2023年以来，供给端产能的充分释放让碳酸锂价格快 速下行，从2023年初的50万元/吨降至8万元/吨左右，降幅超过80%。作为锂离子电池储能系统主要成本项，锂离子电池价格受锂 价下行和行业产能充分释放双重影响，价格持续下行。
锂离子电池成本下降拉动储能系统价格下行，配置储能的经济性显著提升。2024年上半年，我国新型储能项目中标均价整体 走低，不同储能市场的系统均价变化呈现分化。1h储能系统价格整体稳定，2h和4h储能系统价格整体下行。2024年6月，1h储能 系统中标均价为1.08元/Wh，环比+8.07%；2h储能系统中标均价为0.651元/Wh，环比+6.34%；4h储能系统中标均价为0.554元 /Wh，环比-7.67%。现有价格水平已逼近全外采集成商的成本价，未来进一步均价的下降的空间有限，但不排除部分项目出现极 端低价的情况。
钠离子电池储能
钠离子电池储能系统具有原料自主可控、安全性好、耐低温和潜在降本空间大等多项优点。钠离子电池主材料为钠盐，相比 于锂资源，具有原材料储量丰富、易于提取、成本低廉、自主可控等优势。在电池性能方面，钠离子电池的工作原理与锂离子电 池相似，其在能量密度和循环寿命方面不及锂离子电池，但具有更高的安全性和优异的高低温性能。 钠离子电池存在多种技术路线，整体处于量产验证和小规模交付阶段，产业链上下游构建尚不完善，实际生产成本高于锂离 子电池。钠离子电池目前存在多种技术路线，依据正极材料的不同分为过渡金属氧化物、普鲁士蓝/白化合物、聚阴离子化合物三 种，目前层状金属氧化物路线发展相对较快。由于尚无主流的技术路线出现，钠离子电池上游各原材料的产能尚处于建设阶段， 行业内整体产量较小，无法充分形成规模效应，导致其实际生产成本较当前的锂电子电池偏高。锂价的下行对钠离子电池的发展 形成了一定的挤压，压缩了钠离子电池的市场空间，但长远看钠离子电池独特的物理特性和潜在的降本空间使其仍是极具潜力的 新型储能技术之一。
长时储能
风力、光伏等新能源发电方式占比的提升将带来对长时储能的需求。通常认为持续放电时间不低于4小时、寿 命不低于20年的储能技术为长时储能（LDES）。新能源具备“极热无风、夜间无光”的特征，且有明显的日内、周 内、月内、季度波动，光伏和风电装机量的快速增长对电力保障稳定供应、实时平衡提出了新挑战。随着波动性 电源并网比例扩大，电力系统供需问题对于调节速率、方向、时间、幅度的需求都明显增加，调节时长从日内、 日前变为更长时间尺度的需求。 4h以上储能系统在源网侧中标项目中占据相当份额，已有多家厂商密集发布长时储能产品。2024年上半年源 网侧储能中标公示的项目中，4h以上储能占比已接近40%，在电源侧项目的占比已超过50%，电网侧的需求和应 用也逐步提升。已有包括海辰储能、亿纬储能、天弋能源等多家储能厂商发布长时储能专用产品，未来长时储能 将成为行业发展的重要趋势。
构网型储能技术
构网型储能系统相对主流的跟网型储能系统具备更强大的电网调节能力，适配于新能源发电占比高、电网相对薄弱区域。目 前主流的跟网型储能系统从外部特征表现为电流源特性。该技术相对成熟、成本更低，但依赖于电网提供稳定的电压和频率，必 须并网运行，自身无法提供电压和频率支持，更多适用于具有稳定电压源的电力系统当中。构网型储能系统外部特征表现为电压 源，采用与同步发电机类似的功率同步策略，可并网或离网运行，能够确保电网的稳定性和安全性，帮助解决电网调峰调频能力 不足、电压稳定裕度低、暂态过电压、宽频振荡等问题。构网型储能系统则更适合于新型电力系统，尤其是在新能源比重较高、 电网稳定性较差的地区。 西北区域构网型储能系统需求迫切。我国西北地区风光资源丰富，已建设大量的新能源发电基地，但本地用电需求低，电网 架构相对薄弱，对构网型储能有迫切需求。国家能源局《关于做好新能源消纳工作保障新能源高质量发展的通知》，提到在西北 网架结构薄弱的区域，应用构网型新能源，以提高区域电网新能源发电接纳率。
液冷技术
储能散热方式包括风冷、液冷、热管冷却和相变冷却等，其中风冷散热系统结构简单、便于安装、成本较低，是现阶段占比 最高的散热方式。随着储能系统规模不断扩大以及大电芯的逐步应用，风冷散热速率低、散热不均匀、功耗高的缺点日益突出， 已不能完全满足储能系统的散热需求。
液冷以液体为介质进行热交换，主要特点为散热速度和效率更高，但结构更复杂、成本高，且有漏液风险。目前，常见的大 型储能系统在标配液冷情况下，会增设风冷机组以降低箱内湿度，减少电池模组和附属器件因凝露渗水而受损的可能性。风冷和 液冷的组合能够在保证散热效率和均衡性的前提下，有效规避液冷的漏液风险，充分适应储能系统大电芯、大体量的变化。
