本文将对新型储能行业装机统计、区域分布、应用场景分布、招中标概况、源网侧储能分析、用户侧储能等进行梳理，以供参考。

1、装机统计

“十四五”后期，中国新型储能市场装机量持续增长，截至2024年12月31日，中国新型储能累计装机量为78.5GW/185.7GWh。2024年新增装机规模达到了42.5GW/107.1GWh，同比增长109.5%（装机能量口径），占累计装机的57.7%，全年新增装机及增速超预期。其中，2024年12月新型储能新增装机量为13.0GW/34.1GWh，环比增加316%（装机能量口径），创下单月新增装机之最。 

2、区域分布

2024年，新疆、内蒙古、江苏三地新增储能装机断层领先。新疆新能源装机规模持续领跑全国但本地消纳能力有限，加之疆电外送面临输电能力有限、网间调节能力薄弱等问题，因此对储能存在长期需求：内蒙古特高压外送通道配储需求旺盛，加之“政策+资金”双驱动，推动特高压通道节点附近储能规模化建设:江苏作为负荷中心，新能源渗透率提升导致调峰调频需求激增，江苏“715保供项目”“在Q2拉动了大批独立储能装机，大规模工厂配储亦贡献了部分增量;此外，河北新能源装机快速增长，但此前储能装机距“十四五”规划相差较大，2024年政策推动下储能装机迅速上量，故新增装机排名较2023年有大幅上升。

3、应用场景分布

从2024年储能装机应用场景来看，电网侧储能是新增装机主力，占比达到60.0%(装机能量口径)，较2023年增加7.6%;其中独立储能占57.6%，是最主要的装机应用场景，随着各地配建储能转独立储能政策的推进，预计2025年独立储能新增装机占比将会持续增高。电源侧储能占比32.3%，其中光伏及风电配储合计占比30.9%。用户侧储能占比7.7%，其中工厂配储是最主要的场景，此外储能在园区配储、光储充等场景下的应用也在逐渐增多。

4、招中标概况

招标方面，EESA数据库2024全年共计追踪到新型储能招标信息2465条，总规模达126.1GW/368.2GWh展现出国内储能市场持续增长的态势及广阔的发展潜力。集采框采方面，各大能源集团在2024年的集采需求远高于2023年，整体规模高达29.9GW/122.6GWh，招标内容主要是储能系统、电池系统和电芯;项目招标方面，招标规模持续保持较高增速，整体规模高达96.2GW/245.7GWh，招标内容主要是储能EPC、储能系统和综合EPC。

中标方面，2024年我国新型储能中标规模也再创新高：EESA数据库全年共计追踪到新型储能中标信息1353条，总计规模达90.7GW/234.5GWh。其中EPC中标项目683个，总规模为45.4GW/113.4GWh，同比增幅分别为173%和178%；储能系统的中标项目527个，总规模为27.0GW/79.4GWh，同比增幅分别为27%和37%。

中标价格方面，得益于大容量电芯的量产装机、规模效应的凸显以及原材料成本的降低，24年储能系统单瓦时价格较23年有较大降幅。年度内储能系统中标价格筑底企稳，以磷酸铁锂储能系统(0.5C)为例，全年中标均价为0.7054元/Wh，12月加权平均价格0.7093元/Wh；年度内储能EPC中标价格小幅下滑，以储能时长2h的磷酸铁锂储能项目为例，全年中标均价为1.2065元/Wh；12月加权平均价格1.1649元/Wh。

回看2024年中国新型储能市场，国央企集采规模普遍在5GWh左右，且鲜有突破10GWh的集采项目，而2025年已发布的储能集采方案中，已有多个项目超10GWh，标志着储能市场需求愈加旺盛。同时，央企招标业主通过设置重重“防线”，以降低“低质、减配”储能产品进入市场带来的潜在安全风险，这种抬高招标门槛的做法将拦住80%以上的中小储能系统集成商，使得市场向头部企业收拢。最后，招标的技术类型正朝多元化趋势发展，虽然磷酸铁锂电池储能仍占主导地位（89%；装机功率口径），但其他技术路线，比如液流电池储能、钠离子电池储能、飞轮储能、超级电容等均有所发展和突破，2024年以“磷酸铁锂+”模式出现的混合型储能项目增加明显。

5、源网侧储能分析

2024年中国新能源装机规模持续扩大，据国家能源局数据，2024年我国光伏发电新增装机277.2GW，风电新增装机79.3GW。随着新能源大基地配储需求的增加以及产业链降本的持续，2024年源网侧储能新增装机同步上涨。据EESA统计，2024年中国源网侧储能新增装机38.8GW/98.9GWh，同比增长113%，在我国新型储能装机结构中占92.3%（装机能量口径），居主导地位。

政策驱动下，我国源网侧储能形成了“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。以独立储能为例，根据各地政策差异，其盈利模式略有区别：

电源侧储能方面，尽管2025年初“强制配储”政策取消，但前期政策推动的存量项目仍在释放;另外，碳中和背景下，预计我国新能源装机占比还将大幅提升，仍需配套储能解决波动性问题，因此电源侧储能需求长期存在。电网侧储能方面，随着新能源占比提升，电网对可快速响应的调节性资源依赖度增加，2025年辅助服务市场的规模扩大将直接刺激电网侧装机:此外，在负荷中心及关键送出节点配置储能延缓电网升级投资也是电网侧储能需求的另一驱动。综合以上场景，EESA预计2025年源网侧储能新增装机量约为132.3GWh，同比增长34%。此外，未来新能源全面入市的背景下，其项目收益不确定性增加，新能源装机可能不达预期，导致储能市场需求下跌，因此保守情况下预计2025源网侧储能新增装机106.4GWh，同比增长8%。另外，2025年作为“十四五”规划的收官之年，风光大基地建设有望加速推进，叠加老旧储能电站改造拉动源网侧储能需求同步上涨，因此乐观场景下预计可达到160.2GWh，同比增长62%。

6、用户侧储能分析

2023年被视为工商业储能发展元年，不论资方还是设备方对于2024年的工商业储能发展都抱有极大信心，2024年上半年工商业储能项目投运逐月稳步增长，但24Q3因政策趋严导致投运情况出现减少，致使全年发展并未如年初预测般辉煌。虽然不少地区在2024年颁布了针对工商业储能备案、消防或并网验收等方面的规范，在短时间内影响了市场投资热情继而项目投运出现了阶段性降速，但凭借江苏市场的崛起和更多细分场景的挖掘，2024年工商业储能项目投运规模仍实现了较大规模的增长，整体规模达到3.74GW/8.2GWh，同比增速72%(装机能量口径)，持续保持高增态势。设备价格方面，工商储一体柜从2023年中近1.5元/Wh降至2024年初1元/Wh再降至2024年中的0.8元/h，最终于2025年初0.6-0.7元/Wh趋于稳定，价格持续降低体现设备方竞争之激烈，但价格降低也使得整体项目回收期大幅降低，进一步推动投资方的投资热情。

2023年工商业储能发展最热地区为浙江省，广东和江苏省紧随其后。但江苏省却在2024年一骑绝尘成为全国工商业储能投资最热地区，浙江省虽在项目数量上领先但局限于单体项目的规模较小,而江苏省得益于单体项目规模大而在整体投运规模上远超浙江，广东省工商业储能发展受当地市场的扰乱(高昂居间费和低质量产品等因素)使得资方谨慎入局，故整体发展不及江浙。因受到浙江温州消防整改的影响，下半年全国工商业储能装机进入降速阶段，此类整改政策的影响持续到四季度未再叠加资方和各厂家的年度目标等因素，2024年底并网出现回暖态势，全年投运虽不及年初预期但年底的市场也正逐步回暖。

工商业储能主要有峰谷套利、光伏消纳、需量管理、动态增容、政策补贴、备用电源、需求响应等多种获利模式。目前，工商业储能的经济性主要来自峰谷价差套利，需量管理、动态增容和补贴等都是叠加可观收益的途径，而需求响应等获利途径因需要依托电网需求才能获益使得该类收益较小目不稳定，未来可预见的是通过聚合商或虚拟电厂的资源聚合集中参与电力市场多种交易和服务所获得的收益将成为最主要收益。

市场空间方面，2024年中国工商业储能项目共计投运1370个项目，工厂配储仍为主要场景。据EESA数据库统计，2024年江、浙、粤、皖、川渝和鲁等几个工商储发展较好或潜力地区中工商业储能项目在工业企业中的渗透率最高仅为0.86%(浙江省)，按照一定企业渗透率的增速进行测算(悲观增速80%;中观增速100%;乐观增速150%)，同时按照江浙粤三省为主要增长省份，皖、川渝和鲁等为二类增长省份进行不同权重分配，且考虑到随着工商业光伏的持续上量必定会催生更多的配储需求，结合我国存量厂房和园区的屋顶光伏开发进度，叠加更细分行业的场景投运，预计2025年工商业储能装机将达到12.5GWh。悲观情况下，资方因电价政策调整频繁且各地合规政策趋严和以往项目收益较预期偏差过大等因素影响，对未来市场持悲观态度，基本停止如安徽、川渝等二类投资地区的项目投资，仅专注江浙粤三省投资，其中江浙为主要投资省份，且项目投运增速保持80%，广东保持50%增速:乐观情况下，资方结合新场景的不断挖掘和电力现货市场进度的不断推进等因素对市场保持乐观态度，加大江浙粤三省项目投资，其中江浙两省投资力度最大（增速150%）、广东次之（120%），另如安徽、川渝等二类地区保持乐观态度（增速近100%）。

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