2023新型储能装机投资规模300亿元 新型储能项目累计装机规模

从投资规模来看，按当前市场价格测算，上半年新投运新型储能拉动直接投资超过300亿元。

2023新型储能装机投资规模300亿元

截至2023年6月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模超过1733万千瓦/3580万千瓦时，平均储能时长2.1小时。1-6月，新投运装机规模约863万千瓦/1772万千瓦时，相当于此前历年累计装机规模总和。

技术路线方面，锂离子电池储能仍占绝对主导地位，压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能等相对成熟的储能技术保持快速发展。截至2023年6月底，全钒液流电池储能占1.1%、压缩空气储能占1.0%、铅酸(炭)电池储能占0.9%。

此外，截至2023年6月底，山东、湖南、宁夏、内蒙古、新疆等地新型储能累计装机规模均超过100万千瓦。华北地区、西北地区、华中地区已投运新型储能装机规模分别占全国30.0%、26.8%、23.5%。

对于上半年全国新型储能装机规模持续快速增长的原因，主要有四方面：一是风电、光伏发电建设规模持续快速扩大，给现有电力系统安全稳定运行带来的挑战迅速增大，亟需大力发展各类储能以弥补电力系统灵活性调节能力缺口。

数据显示，截至2023年上半年，全国可再生能源装机突破13亿千瓦，达到13.22亿千瓦，同比增长18.2%，历史性超过煤电，约占我国总装机的48.8%。1-6月，全国新投运新型储能装机规模约863万千瓦/1772万千瓦时，相当于此前历年累计装机规模总和，新投运新型储能拉动直接投资超过300亿元。

据介绍，上半年，全国可再生能源新增装机1.09万千瓦，同比增长98.3%，占新增装机的77%。具体来看，上半年，全国风电新增并网容量2299万千瓦，其中陆上风电2189万千瓦，海上风电110万千瓦;全国光伏新增并网容量7842万千瓦，同比增长154%，其中集中式光伏发电3746万千瓦，同比增长234%，分布式光伏发电4096万千瓦，同比增长108%。截至2023年6月底，全国风电、光伏发电累计装机容量分别达3.89亿千瓦、4.7亿千瓦。

发电量方面，上半年全国可再生能源发电量达1.34万亿千瓦时，其中风电光伏发电量达7291亿千瓦时，同比增长23.5%。

国家能源局发展规划司副司长董万成表示，今年上半年，全国能源重点项目完成投资额超过1万亿元，同比增长23.9%。其中，新能源完成投资占比接近四成。甘肃、新疆、山西、湖北、云南、广东等地集中式光伏项目建设提速，完成投资额均超过100亿元;山东、河南、浙江加大城镇和乡村分布式光伏布局建设力度，完成投资额均超过120亿元。此外，综合能源、新型储能、充电基础设施等新业态投资持续扩大。

根据中研普华研究院《2023-2028年新型储能行业市场发展环境与投资趋势分析报告》显示：

据不完全统计，今年上半年相关储能企业融资总额超过730亿元，目前已有超百家储能产业链相关企业排队冲刺IPO，包括盟固利、海博思创、艾罗能源、瑞浦兰钧等产业链头部企业均已进入上市进程或完成上市。另据星球储能所统计，今年1-6月，储能行业超百亿的投资项目就有42起。

与此同时，企业纷纷跨界涌入，很多八竿子打不着的公司都想进来分一杯羹。2023年《财富》中国上市公司500强中有55家企业布局储能产业。而根据毕马威和中电联联合发布的研究报告，仅2022年国内就成立了3.8万家储能相关企业，是2021年的5.8倍。

据中关村储能产业技术联盟的数据，截至今年上半年，中国已投运电力储能项目累计装机规模70.2GW，同比增长44%，其中新增投运新型储能规模8.0GW/16.7GWh，已经超过去年全年的新增规模(7.3GW/15.9GWh)。

储能之所以在今年突然加速，核心原因是经济性是提升。

今年储能最热的一个领域是工商业储能，写字楼、工厂等用电侧配备的储能设备，其主要实现的目标包括自发自用或者峰谷价差套利。

2021年，发改委发布《关于进一步完善分时电价机制的通知》，要求在保持电价总水平稳定的基础上引导用电侧削峰填谷、改善电力供需状况、促进新能源消纳，随后各地开始划分峰谷时段并确定峰谷电价价差。

今年以来，全国各地峰谷电价价差不断拉大，根据北极星储能网的统计，到7月全国共有19省市峰谷电价差超过0.7元，其中上海地区的峰谷价差最高达到1.8923元/kWh。

峰谷价差的扩大直接给储能带来了套利空间，进而带来大量的工商业储能需求，而成本端的快速下降又进一步加速了这一过程。

拆解储能系统的成本构成，电池成本大约占60%，PCS占15%，BMS占10%，EMS占比5%-10%，其余配件占5%，因此电池是最关键的成本项。而目前储能电池主要是锂电池，根据中国化学与物理电源行业协会的数据，2022年全球新型储能累计装机中锂离子电池占比高达86.8%。

今年以来，锂价直线下探，极大降低了储能电池的成本。据统计，到今年6月，储能系统中标均价已低至1082.00元/kWh，相较1月下降了25%。由于锂价下降向下游传导有一定延迟，未来一段时间内储能系统价格大概率仍将呈继续下降。之前业内做过测算，如果锂离子电池容量成本和功率成本再下降20%，那么其LOCE(度电成本)将比现阶段最经济的抽水蓄能还要低。

除了经济性提升，用电负荷的持续走高也在驱动储能赶快上马。

根据中电联之前的预估，正常气候情况下，今年全社会用电量大约是9.15万亿千瓦时，比2022年增长6%左右。如果出现长时段大范围极端气候，那么全国最高用电负荷可能比2022年增加8000万-1亿千瓦。

而另一方面，2022年我国水电、煤电、气电、生物质、核电装机容量净增加只有4864万千瓦，风电、太阳能虽然增加了不少，但几乎无法提供顶峰供电能力，因此8000万-1亿千瓦的最高负荷增长并不能得到有效满足，今年和明年我国电力供需整体处于偏紧状态。

长期看，随着新能源比例和居民用电量不断上升，尖峰负荷压力会变的越来越大，单靠在发电侧扩大投资来解决高峰时段供不应求的问题并不现实，也不划算。在此背景之下，工商业储能低谷时段充电、高峰时段放电的策略就显得很有价值。

储能的前景是高度确定的，但这并不意味着短期高度确定的投资机遇。

《2023-2028年新型储能行业市场发展环境与投资趋势分析报告》由中研普华研究院撰写，本报告对该行业的供需状况、发展现状、行业发展变化等进行了分析，重点分析了行业的发展现状、如何面对行业的发展挑战、行业的发展建议、行业竞争力，以及行业的投资分析和趋势预测等等。报告还综合了行业的整体发展动态，对行业在产品方面提供了参考建议和具体解决办法。