目前我国新型储能以锂离子电池为代表的电化学储能为主，一个完整的电化学储能系统主要由电池组、储能变流器（PCS）、能量管理系统（EMS）、电池管理系统（BMS）以及其他电气设备构成。数据显示，储能电池在整个电化学储能系统成本中占比最高，达60%；其次是储能变流器（PCS），成本占比20%。储能电池方面，在风电、光伏装机量持续增长与5G基站建设加快的背景下，储能锂电池需求快速增长。2024年全球储能锂电池出货量同比增长超55%，其中中国储能锂电池出货量同比增长超60%。具体来看，电力、户用、工商业储能锂电池2024年出货量分别同比增长超70%、25%、40%。储能变流器（PCS）方面，自2022年起储能变流器行业产销量均有显著增长，这主要得益于我国政府对新能源产业的大力支持以及储能技术的快速发展。中国储能网公开数据显示，2019-2023年，中国储能变流器市场规模由7.47亿元增加至79.28亿元，年复合增长率高达60%，储能变流器市场规模持续扩大。到2025年，中国储能变流器市场规模有望扩大至75亿-150亿元，行业发展空间广阔。据不完全统计，2024年1-9月，PCS招标项目共9个，总规模超2GW，超半数项目为集采/框采项目，全国储能PCS采招落地项目共11个，总规模近22GW。
储能系统中，储能电池和储能变流器成本占比较高，二者共占比80%左右，因此此文主要分析储能电池和逆变器成本和价格情况。
先说储能逆变器方面，受储能产业链整体降本趋势影响，2021年以来储能PCS产品均价呈现下行趋势。GGII调研数据显示，2024年上半年部分源网侧储能PCS企业报价低至0.08-0.09元/W，工商业储能PCS行业均价0.11-0.12元/W。尽管价格下降，技术含量较高的逆变器PCS仍是储能产业链中毛利率最高的环节，根据上市公司数据，2024年前三季度平均毛利率为34.64%。
2024年，新型储能保持快速发展态势，装机规模突破7000万千瓦，首次超过抽水蓄能。截至2024年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达7376万千瓦/1.68亿千瓦时，约为“十三五”末的20倍，较2023年底增长超过130%。平均储能时长2.3小时，较2023年底增加约0.2小时。新型储能调度运用水平持续提升，2024年新型储能等效利用小时数约1000小时，发挥了促进新能源开发消纳、顶峰保供及保障电力系统安全稳定运行功效，有力支撑新型电力系统建设。从储能技术分类来看，锂电池储能成为市场占比最大的储能技术，达到储能装机总量（包含蓄水储能）的55.2%，占新型储能装机量的95.83%。其余各技术装机目前占比仍较低，均在1%以下。从单站装机规模看，新型储能电站逐步呈现集中式、大型化趋势。截至2024年底，10万千瓦及以上项目装机占比62.3%，较2023年提高约10个百分点；1万千瓦至10万千瓦项目装机占比32.8%；不足1万千瓦项目装机占比4.9%。从储能时长看，随着新能源在电力系统中占比的提高，对长时储能的需求显著增加。4小时及以上新型储能电站项目逐步增加，装机占比15.4%，较2023年底提高约3个百分点。2-4小时项目装机占比71.2%，不足2小时项目装机占比13.4%。2024年中国新型储能平均储能时长2.3小时，较2023年底增加约0.2小时。2024年中国新型储能新增投运43.7GW/109.8GWh，同比增长+103%/+136%。新疆和内蒙古分列能量规模和功率规模第一，这两个也是分别以新能源配储和独立储能为主导的省份。新型储能累计装机规模排名前5的省区分别为：内蒙古1023万千瓦/2439万千瓦时，新疆857万千瓦/2871万千瓦时，山东717万千瓦/1555万千瓦时，江苏562万千瓦/1195万千瓦时，宁夏443万千瓦/882万千瓦时。河北、浙江、甘肃、广东、湖南、广西、河南、安徽、湖北、贵州等10省区装机规模超过200万千瓦。
华北地区已投运新型储能装机规模占全国30.1%，西北地区占25.4%，华东地区占16.9%，华中地区占14.7%，南方地区占12.4%，东北地区占0.5%。
3、价格情况
产业链价格低位下探。2024年锂电池储能产业链阶段性供过于求压力仍然存在。在经历了2023年产业链整体价格大幅下跌之后，2024年锂电池储能产业链价格进一步下探，但由于整体价格处于低位，价格跌幅收窄。短期来看，产业链价格已无下降空间，但行业洗牌尚未结束。
储能行业出现两极分化。低价竞争贯穿全年，头部企业依靠规模优势及稍强的成本控制能力，逐步扩大市场份额。储能系统环节，2024年中标量Top15企业中标能量规模占比达到市场总中标量的57%，相比去年进一步提高；同时将近76%的企业全年中标总量低于100MWh，可持续运营能力堪忧。电芯环节，2024年锂电池储能电芯头部企业产能利用率基本在65%以上，较2023年明显提升，而一些中小企业则长时间处于停工状态。
储能企业新增与退出数量均大幅增加。“双碳”目标提出后，作为战略性新兴产业的储能行业吸引大量外部企业涌入储能赛道，同时激烈的竞争也将技术与资金不足的中小企业大量淘汰出局。据CNESA统计，2024年我国储能相关企业新增注册量达到8.91万家，同比增长17.90%；新增状态异常企业1.6万家，同比增长123.51%。
新型储能应用场景不断拓展。电源侧，新型储能可以作为风电、光伏等可再生能源的配套储能设施，提高电力系统的稳定性和可靠性。电网侧，新型储能可以用于削峰填谷、调频调峰等场景，提高电网的运行效率和安全性。用户侧，新型储能可以用于家庭储能、电动汽车充电站等领域，满足用户的个性化需求。2024年，应用场景明确的储能项目采招落地规模为51.24GW/133.3GWh，总中标金额达1407.03亿元。其中，电源侧占比最多，达73.5%，规模达98GWh。电网侧和电源侧占比分别为23.45%和3.04%。收益方面，峰谷套利是现阶段工商业储能最重要的盈利模式。我国针对工商业用电领域，实施了分时电价制度，依据各时段电力供需状况差异化定价。对于工商业用户而言，安装储能系统可在电力需求较低、电价优惠的低谷时段储蓄电能；而当电力需求激增、电价攀升的高峰时段，储能电池则释放储存的电能供给生产或运营使用，有效减轻对电网高峰供电的压力，并在此过程中获得显著的峰谷电价套利收益。
