1、新型儲能

7月新型儲能勢頭不減，并網規模超3GW。

據不完全統計，2024年7月共并網/投運新型儲能項目101個，勢頭不減，總規模超3GW，達3.248GW/8.429GWh，較6月環比下降43.7%，但與去年同期相比增長達85.78%，對第三季度來說是一個好的開始。

從儲能技術來看，磷酸鐵鋰儲能占比依舊望塵莫及，同時，有4個液流電池儲能項目以及1個鈉鹽電池儲能項目投運，液流電池也逐漸應用于共享儲能、工商業儲能、光儲充等多個應用場景中，也多出現在大型儲能電站多技術場景混合儲能項目中，發展向好。

從應用場景來看，用戶側儲能項目數目及規模較6月倍增，共投運用戶側儲能項目69個，主要集中于浙江、江蘇和廣東三省，總規模為160.437MW/308.758MWh，超25家工商業儲能領域企業有項目成功收尾，馳庫新能源、海聚新能源、沃太能源等企業更是碩果累累，多個訂單成功交付并網，為不同企業提供工商業儲能解決方案。電網側儲能項目投運規模不及6月，共25個電網側儲能項目投運，總規模為2.694GW/6.795GWh，江蘇、青海多個大型電網側儲能項目投運，其中江蘇延續6月的趨勢，共投運電網側儲能項目8個，規模超1GW。電源側儲能項目共7個，總規模為392.8MW/1325.6MWh，主要為光儲項目。

圖1-1 2024年7月新型儲能裝機規模對比圖

(數據來源：中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會產業政策研究中心，下同)

2、抽水蓄能

2024年7月，共有1個抽水蓄能項目投產發電——新疆阜康抽水蓄能電站4號機組。2024年7月31日，國網新源新疆阜康抽水蓄能電站4號機組順利通過15天考核試運行，正式投產發電，至此，新疆首座抽水蓄能電站機組全部并網，成為西北地區首座投產發電的抽水蓄能電站。

表1 2024年7月抽水蓄能電站投運總覽

中國儲能市場動態

多個網側大型儲能項目投運，用戶側儲能規模倍增，集中于江浙粵三省。

如圖所示，2024年7月儲能應用場景依舊是電網側儲能占比最大，7月新增電網側儲能項目25個，總規模為2.694GW/6.795GWh，以大型獨立儲能電站為主，占總規模的83%;源側配儲項目占比較少，新增投運電源側儲能項目7個，主要集中于新疆自治區，總規模為392.8MW/1325.6MWh，占比12%;用戶側儲能項目個數及規模較6月倍增，新增投運用戶側儲能項目69個，主要為小型工商業儲能應用場景，總規模為160.437MW/308.758MWh，僅占總規模的5%，主要集中于浙江、江蘇、廣東三省。

圖2-1 2024年7月各應用場景新型儲能裝機規模分布圖

圖2-2 2024年7月各應用場景新型儲能項目個數分布圖

1、電網側

網側儲能趨勢依舊，江蘇、青海多個大儲項目集中投運。

2024年7月，電網側儲能延續了6月的勢頭，共新增投運項目25個，總規模達2.694GW/6.795GWh，從規模來看，依舊以大型獨立儲能電站為主，百兆瓦及以上大型儲能項目共15個，青海儲能項目儲能時長為4h，其余省份儲能時長以2h為主。從分布來看，投運項目主要集中于江蘇、青海兩省，江蘇連續兩月電網側儲能投運規模超1GW，7月新增投運網側儲能項目8個，其中6個為百兆瓦級大型儲能電站，總規模達1.04GW/1.88GWh，2024年投運的電化學新型儲能項目規模躍居全國第一，有效保障全省電網安全穩定運行，為迎峰度夏電力保供提供重要支撐。同時，青海海西州3個超200MW規模儲能項目集中投運，儲能時長均為4h，建成目前國內最大電網側儲能項目及單體容量最大共享儲能電站，項目的投運能夠有效提升區域電力系統調峰能力和源網荷儲協同調度靈活性，提高電網的穩定性，為促進新能源規模化開發和利用，推動區域能源結構優化、生態環境改善和清潔發展，助力青海省國家清潔能源高地建設，構建新型電力系統和新型能源體系具有深遠意義。

圖2-2-1 2024年7月各省份電網側新型儲能裝機規模分布圖

2、電源側

均為新能源配儲項目，光伏配儲占比為主。

2024年7月共新增投運電源側儲能項目7個，均為新能源配儲項目，總規模為392.8MW/1325.6MWh。從應用場景來看，以光伏區配置儲能項目為主，規模占比超70%，主要集中在新疆自治區，有兩個超百兆瓦級儲能項目投運，儲能時長為4h;其次為風光儲，規模占比28%，風電配儲僅一個小型儲能項目投運，規模占比1%。

圖2-1-1 2024年7月電源側新型儲能項目應用場景分布圖

圖2-1-2 2024年7月各省份電源側新型儲能裝機規模分布圖

3、用戶側

用戶側儲能規模倍增，集中于江浙粵三省。

據不完全統計，2024年6月新增用戶側儲能項目69個，儲能規模為160.437MW/308.758MWh，較6月規模倍增，如圖所示，項目主要集中于江蘇、浙江以及廣東三省，以微型小型工商業儲能項目為主，超25家工商業儲能領域企業有項目成功投運，馳庫新能源、海聚新能源、沃太能源等企業更是碩果累累，多個訂單成功交付并網，為不同企業提供工商業儲能解決方案。進入7月，除青海、云南、廣西、貴州、甘肅外，其余省份均開始執行尖峰電價，多個地區峰谷差價超過1元/kWh。其中，按照浙江最新劃定的分時時段，配置工商業儲能的業主可以完美實現兩個尖谷價差的兩充兩放，在電壓等級不滿1千伏條件下，執行一般工商業單一制1.5倍購電時，最大峰谷價差達1.2768元/kWh;其單一制工商業購電峰谷價差超過0.983元/kWh。

圖2-3-1 2024年7月各省份用戶側新型儲能裝機規模分布圖

中國儲能市場中標分析

據不完全統計， 6月儲能中標及候選人公示項目共計72個，類型包含儲能EPC、儲能PC、儲能設備、儲能系統采購及集采，總規模達到8.023GW/19.419GWh。

從標包的類型上來看，儲能EPC、儲能PC項目最多，共有39個標包中標，總規模為2.39GW/5.26GWh，其中包括6個不含儲能系統的儲能EPC標包，2個風光儲能設備一體化EPC標包，以及1個含飛輪儲能技術的混合材料儲能標包，除此之外，7月儲能EPC項目中標單價集中在0.578-1.938元/Wh，加權均價為1.206元/Wh。中標最低價0.578元/Wh的項目為華潤天津風電項目13MW/26MWh配套儲能PC，由瑞源電氣中標。

儲能系統中標項目共27個，包括22個儲能系統采購項目及5個儲能系統集采標包，共5.316GW/13.301GWh，中標單價集中在0.435-1.311元/Wh，加權均價為0.558元/Wh，其中中標最低價0.435元/Wh的項目為中鋁集團內蒙古包頭135MW/540MWh直流側儲能系統采購Ⅱ標段(54MW/216MWh)，儲能時長4h，中標方為中車株洲所。

從應用場景來看，中標項目中，電網側儲能項目(含獨立儲能、共享儲能)標包容量占比最高，達58%，中標單價在0.531-1.79元/Wh之間，加權均價為1.1445元/Wh;新能源配儲項目占比36%，中標單價集中在0.435-0.978元/Wh，加權均價為0.525元/Wh;用戶側儲能項目中標單價多集中在1元/Wh及以上，加權均價為1.323元/Wh。

圖3 2024年7月各應用場景儲能中標項目容量分布圖