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1、目录第一节碳中和背景下全球新型储能市场概况1全球源网侧储能市场3全球工商业储能市场4全球户用储能市场4第二节中国储能市场概况5中国源网侧储能市场6中国工商业储能市场11第三节碳中和背景下储能技术创新与发展趋势17储能系统集成19储能电池20储能变流器24储能电池管理系统27储能能量管理系统34储能出海数据安全36储能艇技术39储能消防技术42第四节碳中和背景下储能市场机遇与挑战44储能发展的长期确定性45储能发展的周期波动性46储能市场发展的机遇与挑战482024中国新型储能行业发展白电书机遇与挑战第一章碳中和背景下全球新型储能1市场概况1如无特殊说明，本文中的所有对储能的描述均为新型储能”I
2、储能行业发,IlIf全球储能市场在全球碳中和的大背景下，能源转型在世界范围内已呈现不可逆趋势，在此基础上，全球储能市场也步入了飞速发展的阶段。根据EESA统计，2017-2023全球储能新增装机规模（GWh）平均增速超过了85%,尤其是在2020年后，呈现出近乎每年翻一番的增长趋势。2023年全球储能市场新增装机规模达到了103.5GWh,已超过全球储能装机的历史累计规模（IoIGWh）。图12017-2023全球储能市场新增规模（GWh）数据来源：EESA数据库数据来源：EESA嘘库图22023全球储能新增装机（地域细分）中国市场在全球储能市场中始终扮演着不可或缺的角色。中国储能新增装机规模
3、已连续两年超过美国，成为全球储能市场新增占比最高的国家。根据EESA统计，2023年中国储能市场新增装机规模达到了51GWh,约占全球储能市场新增装机规模的49%,远超美国、欧洲、亚太等其他主要地区。与此同时，全球储能市场在近年来也呈现高度集中的趋势，全球储能市场CR3地区（中、美、欧）新增占比自2020年以来就一直维持在80%以上，尤其是2023年，达到了历史最高份额（88%）。1新型储矮是除抽水番能以外的储能形式,其可以改变电力系统即发即用的传统运营方式提高系统灵活性调节镇力。目前常见的新型储能形式有锂电储能、液流电池储能、压缩空气储能、飞轮储能等.新型储能不仅是助力风能、太阳蟒间歇性、波
4、动性、随机性可再生能源开发消纳,实现碳达峰破中和目标的关键支撑,还是构建新型电力系级建设新型能源体系、促进能源转型和高质量发展的重要技术和基础装备.全球储能市场图32010-203OE全球:Za化碳排放(MtCO)电力供热终消耗其他能源部门.120数据来源：EESA数据库全球源网侧2储能市场根据国际能源署（正A）全球能源部门2050净零排放3路线图，全球能源部门碳排放主要可以划分为电力和供热（Electricityandheatsectors）、终端耗能（Finalconsumption）以及其他能源部（Otherenergysector）按照全球能源部门2050净零排放路线计划，若要实现巴黎
5、协定中全球碳中和的共同目标，电力&供热部门的碳减排是各个国家在未来主要的努力方向，在2030年需要降低到接近于2010年的水平（接近12,000MtCO2）,这也是直接推动全球源网侧储能发展的关键因素。图42020-2023全球源网侧储能市场新增装机（GWh）源网侧储能对未来全球能源转型起主要支撑作用，也是各个国家构建新型（以新能源为主的）电力系统的重要支柱。在过去全球储能发展的过程中，源网侧储能一直是全球储能市场的主要增长点，2020-2023年的平均年增长率达到了111%,和全球储能市场增速相当，呈每一年翻一番的增长态势。尽管全球源网侧储能市场装机规模增速较快，但整体新增规模占比正在呈逐年
6、递减的状态，虽然从数据上看近4年来降幅不大，但也反映了近年来全球表后储能市场的兴起。2按照统计口径来说,国外源网狈触能项目通常称为Utility-SCale（公用事业级规模）Grid-Scale（电网级规阅项目,通常触为表前储能或大储,分类内通常不再进行细分。国内前明将大佬项目分类为“电源侧（发电侧）和”电网侧,两类,不同的能应用场景所发挥的作用不同.3净零排放（Net-zeroemission）是指基于一个基准目标,尽可能快速地减少温室气体排放，将剩余温室气体排放量相等的温室气体从大气中移除,以平衡H曲,达到净零（破中和目标只与二三化碳有关，而“净零目标包括所有温室气体）.2024i型储能行
7、业发展臣书全球储能市场全球工商业储能市场根据正A全球能源部门2050净零排放路线图，IEA将终端耗能部门的碳减排分为了工业、住宅、交通三大领域，其中工业领域的节能减排是碳中和道路中最重要的方向之一。图5IEA减碳方向雌来源：EESA数据库针对工业应用场景，工商业储能近年来处于高增速阶段，2021-2023年全球工商业储能的年平均增长率达到了169%。工商业储能的主要需求也从最初应急备电的刚需，逐渐转变为工商业节能减排，高能耗改造，光储充一体等多元且成熟的商业场景。图62020-2023全球工商业储蹒增g机(GWh)2020202120222023数据来源：EESA数据库全球户用储能市场户用储能
8、对应IEA净零排放路线中住宅耗图720212023全球户用储能市场新增装机(GWh)能碳减排的应用场景，按照装机容量统计，2021-2023年全球户用储能市场新增装机平均增速达到了84%。根据EES顺计，2023年全球户用储能市场装机规模约为16.IGWh,同比增长91%。德、意、美、日、澳仍是全球范围内户用储能市场发展较好的国家。CR5地区合计新增装机规模占比达到全球总量的71%,德国、美国、日本以及澳大利亚市场仍是全球需求较稳定的户用储能市场。HS明财a勉刚西A牙南非烬澳大利亚B4：美国雳大利机遇与挑战第一童中国储能市场概况中国储能市场在“十四五”期间增速迅猛，2023年新增装机规模达到了
9、约23.22GW51.13GWh,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。图82018-2023中国储能市场新增装机规模图92023中国储能市场新增装机(GW)应用场韵B分/共享储能97%数据来源：EESA数据库数据来源：EESA数据库ij!l511三中国源网侧储能市场分析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。根据中华人民共和国工业和信息化部及其他专业机构统计数据，2
10、023年国内集中式光伏新增图102023年中国源网侧新型储能新增装机规模装机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。根据EESA统计，2023年中国源网侧储能新增装机21.46GW46.40GWh,同比增长近200%,占全国新型储能新增装机的96%,在我国新型储能装机结构中仍据主导地位。其中，内蒙古、新疆、贵州、山东、湖南、宁夏四地区装机量均超1.5GW,位列前六。2022年9月湖南省发改委出台的关于开展2022年新能源发电项目配置新型储能试点工作
11、的通知指出，对在2022年12月底前、2023年6月底前实现全容量并网运行的新型储能项目，在计算其作为新能源发电项目配建的容量时，分别按照装机容量的1.5、1.3倍计算，这是2023年导致湖南储能装机容量增长较快，且80%的新增装机容量都在2023年6月并网运行的主要原因。图112023源网侧储装机地域分布数据来源：EESA数据库（注：此图只显示装机功率在100MW及以上的地区）政策分析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
12、2025年IOGW”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。8%图122017-2023全球储能市场新增规模（GWh）数据来源：EESA数据库中国储能市场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：据EESA统计，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。其中，关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知明确了省级、区域级、省间电力现货试运行时间节点，为省级电力现货市场建设指明了方向；关于建立煤电容量电价机制的通知通过容量电价补偿的形式使煤电回
13、收一部分固定成本，其在电源侧的作用由发电主力逐渐向保供身份及调节性电源转变，为风光逐步让出市场，进而推动储能装机进一步提升，成为我国电力系统转型史上的里程碑事件；内蒙古自治区独立新型储能电站项目实施细则（暂行）按放电量给予电网侧独立储能示范项目最高035元/千瓦时的容量补偿，一定程度上保障储能固定成本回收。图13源网侧储能重要政策发布时间轴（部分）2O23W1Oms月月CMTttTaDtt电力奇MXfVRH202X11A4美+口,前202皿月202)*10202Hll202X12(WBn(W方nI雌来源：EESA数据库政策驱动下，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
14、等多元化的盈利模式。根据各地政策推进速度的差异，其盈利模式略有区别：表1政策驱动下我国不同地区大储盈利模式地区容租货容补信电能市场辅助盛货市场中长期市蟀现货市场谢峰一次调频二次利频照启动备用成熟市场内蒙古蒙西蒙东山西山东宁庖广东河南潜力市场甘武新通河北湖南湖北浙江广西2024中国储能市场14成熟市场独立储能项目内部收益率171615M1312n10987654区域分析部分成熟市场政策出台密集，独立储能盈利模式更为明确：山东、山西、蒙西等地区是我国首批电力现货市场建设区域，现货市场峰谷价差较为可观，存在一定套利空间，盈利模式以现货市场+容量租赁/容量补偿+辅助服务”为主；河南省、宁夏容量租赁市场
15、化程度较高，已有多个项目中标，加之调峰辅助服务政策出台，经济性尚可。据EESA测算，在2小时储能系统EPC单价为1.4元/Wh,储能系统单价O.8元/Wh,电芯采购单价O.45元/Wh,初始容量80%租赁（降低5%/3年）的情况下，上述地区均可实现不同程度盈利。4现阶段我国源网侧储能存在项目利用率不足、成本疏导困难等问题，故”共享模式、收益灵活”的独立储能逐渐成为建设重点。但独立储能容量租赁难达预期、电力市场收益处于较低水平，缺乏稳定可持续的商业模式依旧是发展痛点。因此，加快储能成本疏导将成为政策长期引导方向。随着我国电力市场改革的不断深化，现货、辅助服务及容量市场成熟度将进一步加深，未来独立
16、储能收益呈现短期靠补偿、长期靠市场“的特点。从容量补偿收益来看，已有多个省份发布容量补偿及其他补贴政策，刺激省内储能装机放量，如山西、山东、内蒙古；但从2022-2023年底山东政策调整过程来看，容量补偿退坡是确定性趋势，以容量补偿为过渡、以容量市场作为发展目标，在容量资源配置中引入市场竞争，促进容量市场化定价将是未来建设重点。从现货市场来看，随着2023年国家发改委、能源局关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知的发放，2024年我国区域电力市场及省内现货市场政策出台将逐渐密集，浙江、河南、辽宁、江苏等地现货市场或将取得突破性进展；现货市场还原了电力的商品本质，构建了由供需决定的电力价格体系
17、，预计我国现货市场峰谷价差将逐步扩大，促进储能长期收益灵活性。从辅助服务市场来看，前期我国辅助服务市场定价均为政策规定，且初期价格较高；随着电力辅助服务市场的发展，储能参与辅助服务市场将呈现出两大趋势：辅助服务种类多样化、辅助服务价格市场化。总之，随着规模化降本及收益模式拓宽的双轮驱动下，未来储能电站投资将由政策驱动转向市场价值驱动，促进储能行业稳定健康发展。近年来，随着我国能源转型战略的持续推进，分布式光伏迅速发展。据统计，2023年全国新增分布式光伏装机约96GW,与此同时，近期，随着我国分布式光伏大规模接入电网，光伏发电消纳矛盾更加突出，也给配电网带来一定压力，已经对当地发用电平衡产生较
18、大影响。2023年底，一些地区已经暂停或暂缓分布式光伏项目备案、建设和并网。台区储能是指在配电网中，通过安装储能设备来实现对电能的储存和释放，以平衡电网负荷和提高供电可靠性的技术。这种储能设备通常安装在配电变压器所在的电力配电站或台区内，用于应对配电网中的瞬时负荷波动和峰值负荷需求，提高电网的稳定性和响应速度，解决分布式光伏消纳难题。相较于配电网改造，台区储能可便捷高效解决分布式光伏消纳问题，发展前景广阔。目前台区储能主要作为分布式新能源开发过程中的成本项，收益模式有租赁、峰谷套利等，项目经济性较差，未来或可通过容量补偿机制、参与辅助服务等形式来保障台区储能收益。42小时储能系统EPC1.4元
19、/Wh,4小时储能系统EPC1.l5元/Wh;不同省份容量租赁指导价格及市场价格存在差异，已作相应调整.此内容仅供学习交流，不构成任何投资依据.2024型储能行业发展白皮书中国储能市场未来趋势分析据中国电力企业联合会数据，2024年全年全社会用电量9.8万亿千瓦时,同比增长6%左右。预计2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦，其中光伏新增装机171GW,集中式光伏占比约48%,新增装机85.44GW;风电新增89GW,新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。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16.3GW39.2GWho电网侧储能可支撑电力保供
20、、提升地区电力系统调节力、替代输变电工程投资，是构建新型电力系统的重要支撑。根据电规总院预测，支撑电力保供的电网侧储能在“十四五后期预计需求约为25GW;其次，在充分利用火电灵活性改造、抽蓄等常规调节措施的同时十四五”后期仍需进一步增加新型储能以提升系统的调节能力，此部分需求约在15GW左右；再次，在新能源大规模并网的情况下，还需配置一定规模的电网侧储能以缓解配电网压力，替代输变电工程投资，预计此部分需求约为2GW。综合考虑以上场景,预计2024-2025期间电网侧储能装机约在40GW以上，储能时长2-4h据近年电网侧储能装机增速及发展情况来看，EESA预计2024年电网侧储能装机量约在19G
21、W46GWh0因此2024年源网侧储能装机约可达到35GW84GWh,同比增长90%。图15中国源网侧储能装机量预测(20232025E)-YoY(%)GWGWh中国工商业储能市场市场分析近五年来，我国第二产业5用能不断增长，2023年全国工业和信息化工作会i婿出，我国将大力推进新型工业化，锻长板,补短板,培育新兴产业，非高载能6第二产业用电将呈现刚性增长。根据电力规划总院数据，中国第二、第三产业用电量在近5年间持续上涨，截至2023年中国全社会用电量总计92,241亿千瓦时，同比增长6.86%,二、三产业用电量保持逐年增长态势。其中第二产业中高技术及装备制造业的用电表现尤为亮眼，全年用电量同
22、比增长11.3%,超过制造业整体增长水平3.9个百分点,此外光伏设备及元器件制造业用电量同比增长76.8%,新能源车整车制造用电量同比增长38.8%,消费品制造业各季度的同比增速及两年平均增速呈逐季上升态势。因此，在国内全面落实工业领域及重点行业碳达峰实施方案，同时避免欧美碳边境调节机制对国内高载能行业的影响的大背景下，倒逼我国第二、第三产业需要进行节能以及绿色用能改造。在用电量不断提升的同时，以工商业为主的第二、第三产业需要加速低碳转型，这也进一步推进了工商业储能市场在国内的发展。图1620192023全社会及分产业用电情况（亿千瓦时）5中国的三次产业划分是：第一产业是指农、林、牧、渔业.第
23、二产业是指采矿业，制造业,电力、热力、燃气，建筑业,第三产业是指除第一产业、第h业以外的其他行业.6我国非高载自缭二产屿，除了钢铁、有色、建材及化工行业外的第二产业.2024中国储能市场与此同时，因2021国家取消工商业目录销售电价，推动工商业用户进入电力市场直接购电，各省电网代理购电价格总体呈持续上涨趋势，工商业业主安装光伏意愿大幅加强，自2022年以来工商业分布式光伏装机大幅增长，并于23年维持高增态势。根据EESA统计，2023年我国分布式光伏新增装机96.286GW,其中工商业光伏新增装机52.8GW,增长势头较猛。结合工商业分布式光伏高增和企业峰谷套利等需求因素，工商业储能也在202
24、3年迎来了快速增长。根据EESA统计，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。图172019-2023我国分布式光伏新增装机情况（GW）图182019-2023中国工商业储能新增装机量项目备案方面,据EESA统计，2023年中国工商业储能项目备案总数共计4,666个，规模总计2,125MW4,400MWh.其中浙江省项目备案Ij88个领跑全国
25、，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。图192023中国工商业储能项目备案容量地图（MWh）WJJKBMMD数据来源：EESA数据库tel中国储能市场政策分析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。据EESA统计，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202023中国工商
26、业储能政策构成投资补贴22.22%数据来源：EESA健库补贴政策方面，据EESA统计，2023年中国共10个省份发布专项补贴鼓励工商业储能发展。放电补贴中，温州、芜湖、深圳等15个地区按照储能设施年放电量给予度电补贴，补贴标准为02-08元/kWh且补贴年限2-5年不等；容量/功率补贴中，重庆铜梁、浙江永康、江苏无锡等15个地区按照储能设施容量或功率给予补贴，项目建成并网后一次性给予或三年逐步退坡的补贴，补贴标准为100-300元/kW、kWh/年;投资补贴中，浙江平湖、浙江、山西太原等6个地区按照储能设施投资额给予补贴，项目建成后按投资额2%-30%比例给予补贴。上述政策成为工商业储能项目重
27、要获利来源，多模式增厚电站收益，助力投资方降低项目回收期从而降低投资风险,极大程度上推动了工商业储能在补贴政策覆盖区域内的发展进度。中国储能市场表22023年工商业储能补贴政策汇总表补贴政策涉及地区浙江省：温州瓯海、温州龙岗、金华金东、义乌；广东省：东莞、深圳福田、广州黄埔；江苏省：常州,苏州工业园区、无锡；其他：安徽合肥和芜湖、天津滨海高新区、湖南长沙、重庆倒梁；浙江省：杭州萧山、诸暨、温州瓯海区、嘉善、金华鳌城、永康、竦州；容率补贴投资补贴广东省：麓庆高新区、东莞东城街道；其他：重庆两江新区和铜梁、四川成都、安徽蚌埠、江苏无锡高新区、河南；浙江省：平湖、海盐县、舟山普陀；其他：广东深圳、山
28、西太原、北京朝阳区；数据来源：EESA数据库电价政策方面，2023年以来，中国各地分时电价政策落地且峰谷价差不断扩大，工商业储能经济性逐步凸显。峰谷价差方面,据EESA统计，2023年12月全国近80%地区峰谷价差环比增从，峰谷电价差超4:1的省份多达17个,且全年平均峰谷价差超0.7元/kWh省份数量达20（单一制I-IOkV）和21（两部制I-IokV）;峰谷时段方面，超20个省份可满足两充两放充放电策略，部分省份为“谷-峰策略，多数省份为谷-峰+平-峰策略，理论上给予工商业储能发展土壤和盈利空间。图212023年全年各地峰谷价差均值（I-IOkV）2186421.UO.O.。凶弱毒Ia博
29、三三三HHS=剑bti三Hi班三回患三凶三M三1.栏出犒三松H锄H叛乩lgI1.-8i一瓶保袋-流鹿峻-三W三1.-指1.-H出1.一F用田当用O一册妾胆H窜航口一凶如皿整回画h1蜓W三三M犯皿Hwo三恐施领la三凶其皿修klgl1.三三三流Ia越凶罢w三口单一制两部制数据来源：EESA数据库中国储能市场区域分析结合上述补贴政策及各省峰谷价差情况，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IMW/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%/
30、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IRRI7%（项目回收期5年），浙江省项目IRRIl%（项目回收期7年），江苏省项目IRRl5%（项目回收期6年），具备优越经济性。表3我国工商业储能发展较好地区NPV(24193&9)IRR(ITX)SWHttW(5母)NPV(1331382)IRR(11%)包WR(15X)数据来源：EESA数据库未来趋势分析图22中国工商业储能规模预测（GWh）市场空间方面，虽然现阶段工商业储能市场情绪仍高于实际需求，且工商业储能项目的推动仍存在诸多因素牵制（如场地、变压器容量、价格不确定性及安全问题等），但未来
31、随着成本下降、市场运作机制相应成熟后，已有的存量厂房和园区叠加更多新的应用场景将会为工商业储能提供更大市场空间。一方面，目前我国存量工业、商业竣工面积分别为67、34亿平米，且每年新增工业、商业竣工面积分别为5、2.5亿平米，以5%-6%进度开发存量屋顶且以20%-30%进度开发新增屋顶并以配储比例8%计算，预计2024年和2025年工商业储能装机分别为4.8GW和6.15GW;另一方面，全国商业综合体近3W个，此类新型应用场景也将为工商业储能装机带来新的空间。中国储能市场政策方面，关于峰谷价差方向，现虽已出现个别省份峰谷价差有所减少的情况，但因我国当前仍需通过峰谷价差和时段来引导负荷侧的用电
32、习惯，且当前工商业储能仍靠峰谷套利盈利，短期内峰谷价差并不会出现大幅度降低；关于峰谷时段方向，现河南省因分布式光伏消纳问题已调整峰谷时段使得该地区只能满足一充一放策略，未来全国一充一放或成大趋势。综上，峰谷价差降低叠加两充两放策略变为一充一放，工商业储能以现阶段模型测算的盈利性将大幅下降，但未来随着电力现货市场的全面开启，工商业储能通过虚拟电厂进行电力现货交易、需求侧响应和提供辅助服务或将成为继峰谷套利后另一盈利方向。商业模式方面，目前共有四种商业模式，分别为合同能源管理、融资租赁+合同能源管理、业主自投以及纯租赁模式。当下工商业储能仍处发展早期，初始投资过高所带来的资金压力和对于设备存在的安
33、全顾虑削弱了业主自投的意愿度，而在合同能源管理模式下无需业主自投且投资方和业主方均可获得储能收益，此外再引入融资租赁方可进一步降低能源服务商的资金压力，故当前主要以合同能源管理和融资租赁模式成为主流。在未来发展到主流阶段，工商业储能的性能、安全和价值均已得到市场充分认可的时候，业主将不再存在投资决策压力，同时纯租赁模式的动态扩容和轻资产运营的优势更适用于用电企业临时增加储能的需求，故在未来业主自投和融资租赁的模式将占比更高。盈利模式方面，虽工商业储能有峰谷套利、需量管理、需求侧响应和提供辅助服务等盈利模式，但现阶段峰谷套利仍是最主要盈利来源，而未来虚拟电厂将为工商业储能增厚利润又一途径，或成为
34、主要盈利来源。未来受一充一放策略和峰谷价差变动影响，峰谷套利所带来的利润呈现不稳定性，但随着虚拟电厂的不断发展以及我国各省电力现货市场的不断开启，作为虚拟电厂重要的聚合资源将按照虚拟电厂所制定的策略参与到电力现货交易中，同时仍可提供辅助服务和需求侧响应，并与虚拟电厂进行利润分成，实现新的盈利模式。未来潜力市场方面,综合考虑充放电策略、峰谷价差、政策补贴和工业发展情况，预计安徽、湖北和湖南三省的工商业储能在未来具备较大发展潜力。首先，安徽、湖北和湖南三省具备两充两放条件；其次，安徽、湖北和湖南三省可再生能源发电占比和第三产业占比较高，因此日间能量供需错配且日内负荷曲线波动较大，在此背景下分时电价
35、机制存在一定可持续性；再次，安徽和湖南两省均于2023年发布工商业补贴政策用以推动项目落地和行业发展；最后，安徽、湖北和湖南三省分别拥有超2万家规上工业企业，完全具备工商业储能发展所依赖的工业基础。综上，现阶段广东、浙江和江苏三省为工商业储能较为成熟的发展市场，未来安徽、湖北和湖南三省将成为江、浙、粤外具备发展潜力的市场。机遇与挑战第三章碳中和背景下储能技术创新与发展趋势2024中国新型储能行业发展白皮书储能系统储能系统集成储能系统集成技术对于储能应用具有重要意义。从应用角度出发，电池、PCS等设备能够以集成系统为单元，统一接受上层能量管理系统的调度与控制，上层能量管理系统不必协调底层设备的运
36、行与控制，即可实现彼此间控制范围与时间尺度上的清晰划分。从设备研制角度出发，储能系统集成技术可实现设备与应用领域的衔接，为设备的模块化、标准化和低成本提供保障。图23新一代液冷储能系统oO如一图片来源：海博思创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。目前，储能系统集成的技术路线主要包括集中式、分布式、智能组串式、高压级联和集散式。其中，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
37、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。交直流一体化储能系统在传统储能系统中，电池直流舱与PCS交流舱是相互独立的，电池单元与PCS设备到项目场地后再进行并网测试。交直流一体方案，通过将以电池单元为核心的直流系统与以PCS为核心的交流系
38、统在结构和应用上实现一体融合，不仅结构更优更简，而且整个储能系统的性能、效率、安全均得到提升。在性能方面，交直流一体方案可实现电池的簇级管理，解决电池不一致性的短板效应、减少了转化层级，同时可提高能量转换效率，减少故障损失率。交直流一体方案在储能系统全生命周期中整体提升了电池放电量。与传统DCDC+集中式PCS两级转化相比，交直流一体方案也减少了转化层级，使系统循环效率RTE得到提升。在交付方面，交直流一体化储能系统可以在工厂内完成装配，免去现场PCS安装、直流接线、通讯测试、充放电测试四大环节，做到到站即并网、节约工期，大幅提升项目施工效率。在安全方面，交直流一体化储能系统的电池与PCS间采
39、用标准化短线缆连接，并内置于全液冷散热空调房，可大大降低拉弧风险，且无需直流防雷，从而大大提高储能系统的安全性。储能系统高压级联式储能系统高压级联技术是一种在储能系统中应用的拓扑结构，其主要优势在于能够直接输出高压，无需经过变压器。高压级联技术在减小系统损耗、提高效率的同时，降低土地建设施工成本，提高单位建设面积的能量密度。高压级联式储能系统和低压并联分布式储能系统方案相比，省去工频变压器，提高运行效率，整体工作效率可达到98%以上。并且由于省去工频变压器和分布式储能电站储能变流器（DC/AC变换器），可以实现直挂于中高压电网，减小占地约20%。另外，由于高压级联技术无需使用变压器表现出整体成
40、本优势，可以节省一部分设备成本，同时减小了系统损耗，降低了运行成本。虽然高压级联技术在单体设备投入方面可能略高于传统技术，但因其运行效率高、损耗小等优势，总体成本仍然具有竞争力。并且，高压级联式储能系统可通过一套装备实现传统储能变流器+无功补偿SVG”两套装置的功能，同时提供有功支撑和无功调节，为系统提供转动惯量，减少了无功补偿SVG装置的投资和工程建设成本，在大容量情况下具有经济优势。站房式储能系统集成技术目前，典型的锂离子电池储能系统多采用分散式布置方式，面临建设成本高、运维难度大、环境兼容性差等问题。在单体储能系统装机规模的不断扩大的背景下，上述问题愈发凸显。开发具备低建设成本、低运维难
41、度及低环境依赖性的高效储能系统迫在眉睫。站房式储能系统集成技术应运而生，是一种将电池系统等储能核心设备放置在建筑物内的储能集成方式。站房式储能系统集成技术具有占地面积小、建造成本低、设备统筹管理方便等技术经济优势，在空间利用率、运维操作友好性等方面优于预制舱布置方式。同时，站房式储能系统集成技术具有更好的隔热效果，有利于降低系统热管理损耗，提高电站综合效率。采用站房式储能路线可实现对站内设备的集约化高效利用和统筹管理，进一步降低设备成本，在大容量电池储能领域应用前景广阔。储能集成技术具有迭代速度快、多专业融合度高的特点。总体来看，以上三种技术作为先进的储能系统集成技术，具有广阔的应用前景和巨大
42、的发展潜力。虽然这些技术也存在一些潜在问题需要在实际应用中加以解决和完善，例如对系统布局和组装的要求较高、单个电池的绝缘性能要求变高等。但是，随着技术的不断进步和应用场景的不断拓展，它们将成为储能系统发展的重要趋势之-O在双碳目标指引下，储能集成技术将不断适应新型电力系统的特征和需求，系统化构建满足调峰、调频、应急响应等场景的“三电架构，加强对新型电力系统的支撑能力，成为实现能源科技革命的重要保障。储能电池储能电池大容量电芯技术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
43、、8小时，单体储能电站的电量也将从百MWh迈向GWh时代。以IGWh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。2020年，宁德时代将280Ah电芯引入电力储能市场，71173尺寸平台成为当前行业的不二选择。2023年，多家电芯厂家相继发布314Ah电芯，单芯一度电。71173平台完成了第一次行业升级，电芯走进了300Ah+时代。匹配液冷技术，推动储能系统进入了单柜5
44、MWh时代，大幅降低了储能系统的CAPEX0与此同时，电芯厂家仍在关注基于71173平台的电量升级，持续降低电芯和储能系统的Wh成本。瑞浦兰钧的问顶系列320Ah、345Ah,海辰储能、期号辉能源、楚能新能源的320Ah,部分厂家还在开发350Ah电芯。然而，尽管300Ah+大容量电池不断，但这些尝试并未真正满足储能场景的快速变化。为了实现电芯瓦时成本的进一步降低，不少厂家正在尝试突破现有尺寸。蜂巢能源的1.500型325Ah电力储能专用电芯、捷威动力360Ah磷酸铁锂方形储能电芯、海基新能源375Ah大容量储能电芯、雄韬股份的580Ah储能锂电池、亿纬锂能的Mr.BIG628Ah电芯，以及海
45、辰储能的长时储能专用电芯MlCII30Ah0大电芯纷纷指向以更低的瓦时成本、更高的集成度且满足电网侧储能系统20年的运营需求。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。大电芯带来储能系统产品的能量密度的提升，大幅降低项目占地面积，吊装系统的数量。使用大电芯可以将20尺储能标准柜的电量提升到6MWh.相比使用280Ah电芯的20尺单箱3.44MWh储能系统，能量密度、单位面积电量提升了45%o以50MW/200MWh的储能电站为例，使用大电芯的储能系统，能够减少43%集装箱数量和40%的占
