由中国化学与物理电源行业协会隆重主办，携手中国化学与物理电源行业协会储能应用分会和中国储能网共同承办的第十四届中国国际储能大会暨展览会，于2024年3月10日在杭州国际博览中心开幕。此次大会以“共建储能生态链，共创储能新发展”为主题，汇聚了国内外储能领域的专家学者、企业领袖以及技术创新者，共同探讨储能技术的发展趋势，推动储能产业的创新与合作，为构建绿色、高效的储能生态链，开创储能行业的新发展篇章注入强大动力。在为期数日的展览中，各种先进的储能技术、产品和应用案例将逐一亮相，充分展示储能产业的最新成果和未来发展方向，为行业的繁荣与发展注入新的活力。

大会重磅发布《2024年中国新型储能产业发展白皮书》《2024中国共享储能发展研究报告》《2024中国压缩空气储能产业发展白皮书》《2024新型储能典型应用与发展趋势分析报告》等重大研究成果。

其中《2024年度中国共享储能发展白皮书》（以下简称白皮书）由中国化学与物理电源行业协会主编，中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司、中国化学与物理电源行业协会储能应用分会课题组联合编写，中国化学与物理电源行业协会储能应用分会专家委员会提供学术支持。《白皮书》分7个章节，全面介绍了共享储能电站市场发展状况、面临的政策环境，深入分析了共享储能电站运营商业模式、典型地区项目收益情况，相关规范及标准。《白皮书》还对共享储能发展趋势与市场规模进行了预测，全面剖析了共享储能电站发展存在问题并提出建议措施。

《白皮书》在第一章“共享储能电站市场发展状况”中详细介绍了共享储能电站从概念的提出到商业模式形成的发展历程，指出共享储能正从试点示范逐步走向工程化、规模化、系统化和产业化，迎来快速发展的黄金期。

《白皮书》指出，据不完全统计， 截至2023年底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达31.39GW/66.87GWh，2023年新投运新型储能项目总规模达 22.6GW/48.7GWh，功率和能量规模同比增长均超 150%。近10倍于“十三五”末装机规模。按照目前的储能装机量增速计算，中国将在2025年超美国，成为全球最大的新型储能市场。

按照已并网新型储能项目的应用领域划分，2023年共享储能并网规模进一步扩大，新增12.41GW/24.46GWh，占2023年新投运新型储能项目规模的比例已上升至54.91%（按照功率规模计算），这显示出共享储能在新型储能市场中的地位和重要性不断上升。

分地区来看，华东和西南地区新增投运共享储能装机功率规模约占全国的46.46%。其中华东地区新增投运储能装机占比24.78%，西南地区21.68%，华中地区19.57%，西北地区 15.67%，华南地区11.45%，华北地区6.85%。《白皮书》详细分析了山东、贵州、宁夏等2023年新增投运共享储能装机超过 1GW的5个省份在促进共享储能发展方面出台的政策措施。

从运营商情况来看，《白皮书》指出，2023年，我国储能行业呈现了蓬勃发展的态势，开发共享储能并网项目的投资运营商共55家，其中前21名的新增并网装机功率规模在 2GW以上。2023年共享储能电站并网规模排名前十位的开发商全部为央国企，包括国电投、三峡、大唐、华能等。央国企的强势表现以及民企的积极参与都为储能技术及共享模式的不断推广和应用提供了坚实的支撑。

从技术路线来看，《白皮书》表示，目前磷酸铁锂电池仍然牢牢占据了共享储能市场的主导地位，在所有已完成招标的项目中的占比高达 98.0%。

从共享储能电站中标及报价价格情况来看，2023年，国内共享储能招投标市场竞争强度明显增加，其价格也呈显著下降趋势，相比2023 年年初，年终电芯价格和系统集成价格均出现腰折之势。

具体来看，2023 年，电池级碳酸锂价格持续跌势，价格区间 9.6-51.0 万元 / 吨，均价 22.65 万元/ 吨，同比降低 53%，年终均价已跌破 10 万元 / 吨，与最高 60 万元 / 吨时相比，价格降幅超过 80%。上游原材料与下游储能系统价格联动，相比 2023 年年初，年终电芯价格腰折。

据不完全统计，2023 年系统集成供货的共享储能项目中标价格范围均在 0.74-1.41 元 / Wh，比 2023 年年年初，年终系统集成价格也呈现腰折态势。

据不完全统计，磷酸铁锂储能系统 EPC 项目 2 小时、2-4 小时、4 小时以上的加权平均中标价格分别为 1.85 元 /Wh、1.65 元 /Wh、1.33 元 /Wh。

《白皮书》指出，从长期看，随着新型电力系统建设的加速推进，国内共享储能商业模式呈边际向好态势，盈利模式将被加速捋顺。根据前述分析，今年国内共享储能招投标市场竞争强度明显增加，其价格也呈显著下降趋势，同比下降 35%。

在“共享储能发展政策环境”章节，《白皮书》详细分析了自 2018 年青海省提出“共享储能”后，国家及山东、湖南、浙江、内蒙等16个省份陆续出台的一系列探索建设共享储能的相关政策。这些政策主要涉及顶层设计、规划指导、补偿（补贴）及电力市场交易等方面。

在“共享储能电站运营商业模式”章节，共白皮书介绍了共享储能运营的4大商业模式，包括通过向新能源电站提供储能容量租赁获取租赁费、通过参与辅助服务获得收益、通过参与电力现货市场交易实现峰谷价差盈利、容量补偿。

《白皮书》认为，经过 2021 年的探索、2022 年示范项目的实践，在各地政策的助推下，共享储能电站已经形成了较为稳定的3种商业模式。

《白皮书》还深入剖析了青海、山西、山东等11个省份的共享储能电站收益模式。

对于共享储能电站收益情况，《白皮书》单列一个章节，对青海共享储能实际情况进行简述，同时选取共享储能发展政策较完善、商业模式较成熟的山东、湖南及广西区域典型项目进行理论测算分析，并结合理论测算结果分析各类应营收占比及其对项目总体收益的影响。

《白皮书》指出，对于共享储能电站而言，在其它条件一定的情况下，项目规划阶段确定容量租赁的出租率及出租价格极为重要。其容量出租率或出租价格要达到当前指导价格的 58.7% 至 95.4%。而实际根据调研，不同地区共享储能电站的出租率受当地新能源场站体量的影响，市面的实际出租率约为 30%；除新疆外，各地出台的容量租赁指导价范围在150-337 元 /kWh·年之间，平均值为 243.5 元 /kWh·年，但通过招标市场形成的容量租赁价格平均值为 126 元 /kWh·年，仅为前者的 51.8%。由此推算，实际项目收益能力并不乐观。

从市场环境来看，共享储能参与电力现货市场交易机制尚处于初期，其投资回报机制、成本疏导机制、技术成熟度等还处于探索阶段，对项目收益影响较大。

容量补偿方面，目前从国家到地方，虽多次提及了要为储能建立容量电价机制，但具体的措施未出台。 当前主要以容量补偿、调峰容量市场等形式体现容量费用。从山东的情况来看储能容量收入能够补偿新型储能在电能量市场和辅助服务中收益不足的问题，增加项目固定收益。

随着新型储能进入商业化发展阶段，新型储能发展缺乏宏观规划引导、项目投资开发建设管理程序不明确、并网运行过程不规范等问题也开始凸显。“十四五”时期我国新型储能将从商业化步入规模化发展时期，规范新型储能项目投资、建设、运行管理是必为之策。

因此，《白皮书》详细介绍了国家在共享储能电站建设运行相关规范及标准方面的探索和实践，这些规范和标准包括了备案管理、项目建设、并网接入、调度运行等方面。

《白皮书》在第六章深入分析了共享储能的发展趋势，新型储能市场和共享储能的市场规模进行了预测。

《白皮书》预测，保守场景下，预计 2028 年新型储能累计规模将达到 160GW，2024-2028 年复合年均增长率（CAGR）为 29.65%；理想场景下，预计 2028 年新型储能累计规模将达到 160GW，2024-2028 年复合年均增长率（CAGR）为 36.73%。

预计未来 5 年，年度新增储能装机呈平稳上升趋势。保守场景下，年平均新增储能装机为 16.72GW；理想场景下，年平均新增储能装机为 23.72GW。

《白皮书》预测，到 2030 年，其新增共享储能市场占比达到新增新型储能规模的 85%，累计共享储能装机规模将占到累计新型储能总规模的 65% 左右。

保守场景下 2024-2028 年共享储能新增规模为 60.64GW，理想场景下共享储能新增规模为 85.44GW；保守场景下，共享储能年平均新增装机 12.13GW，理想场景下，共享储能年平均新增装机 17.09GW。

《白皮书》认为，共享储能将在未来5年经历强劲的发展趋势，然而，要实现这一潜力，需要全国范围内的持续努力和协作，以确保共享储能技术的成熟和推广，实现清洁、高效、可持续的能源未来。

最后一个章节，《白皮书》深入剖析了现阶段共享储能存在的成本有待进一步降低、技术有待进一步提升等四大问题，并提出了加强技术攻关、完善政策标准建设、创新商业模式等8个具体措施。  

白皮书发布的目的意义在于深入剖析中国共享储能领域的现状、发展趋势以及面临的挑战，为政府、企业和社会各界提供决策参考和行动指南。它助于全面了解中国共享储能的发展状况，清晰展示当前共享储能行业的发展水平和主要特点，把握共享储能的发展趋势和未来方向，推动共享储能行业的健康发展。（此文出自见道官网www.seetao.com未经允许不得转载否则必究，转载请注明见道网+原文链接）见道网战略栏目编辑/程丽婷