来源：储能领跑者联盟
2023年中国新能源装机爆发式增长，源网侧储能配置需求同步上涨，新增装机同比增长近200%。内蒙古、新疆、贵州等地装机功率超1.5GW。独立储能、风光配储占比最高，台区储能解决分布式光伏消纳问题。混合型储能技术崭露头角，磷酸铁锂仍是主流。预计“十四五”后期源网侧储能装机量将持续上涨。
摘要通过智能技术生成
一、源网侧储能装机：同比增长近200%
2023年大陆新能源装机呈爆发式增长。2023年大陆光伏新增装机量再创新高，集中式光伏是增长主力，占比55%达120.014GW，同比增长148%。新增风电装机75.66GW，同比增长102%。风光大基地项目建设持续发力，在完成首批约97GW风光基地建设后，后续还有超过450GW风光大基地项目待建。
图1 2019-2023中国光伏风电新增装机
光伏、风电的大规模并网拉动源网侧储能配置需求同步上涨，据EESA统计，2023年中国源网侧储能新增装机21.46GW/46.40GWh，同比增长近200%，占全国新型储能新增装机的96%，在大陆新型储能装机结构中仍据主导地位。
图2 2023年中国源网侧新型储能新增装机量
二、地域分布：多地区大储装机超1.5GW
其中，内蒙古、新疆、贵州、山东、甘肃、湖南、宁夏等地区装机功率均超1.5GW。2022年9月湖南省发改委出台的《关于开展2022年新能源发电项目配置新型储能试点工作的通知》指出，对在2022年12月底前、2023年6月底前实现全容量并网运行的新型储能项目，在计算其作为新能源发电项目配建的容量时，分别按照装机容量的1.5、1.3倍计算，这是2023年导致湖南储能装机容量增长较快，且80%的新增装机都在2023年6月并网运行的主要原因。
图3 2023源网侧储能装机地域分布
注：此图只显示装机功率在100MW及以上的地区
三、应用场景：独立储能、风光配储占比最高
从大储装机应用场景来看，电源侧占比46%，其中风电及光伏配储占92%：据EESA统计，目前大陆已有24省（自治区）、20个地级市对配储时长及比例做出规定， “10%，2h”已经成为最低标准。随着新能源在大陆发电结构中占比的增加，预计电源侧储能装机将持续增长。
电网侧装机占比54%，99%以上的新增都来自独立储能：2023年独立储能容量租赁、参与电力市场的相关政策频出，商业模式的加速完善使得独立储能成为电网侧装机主力。
图4 源网侧储能具体应用场景
此外，2023年已有相当规模的配电网侧台区储能项目投运：随着大陆能源转型战略的持续推进，分布式光伏迅速发展。据统计，2023年全国新增分布式光伏装机约96GW，与此同时，随着大陆分布式光伏大规模接入电网，光伏发电消纳矛盾更加突出，给配电网带来一定压力，已经对部分地区发用电平衡产生较大影响。例如，2024年山东省内136个县（市、区）中，2024年有53个地区的低压配网接网预警等级为“受限”，43个地区为“一般”，仅40个地区的低压配网接网情况被评为“良好”。这意味着到2024年37个县将不再接入新的分布式光伏项目，而其他53个县（市、区）的分布式光伏发展也会因低压配网的限制受到影响。
台区储能是指在配电网中，通过安装储能设备来实现对电能的储存和释放，以平衡电网负荷和提高供电可靠性的技术。台区储能通常安装在配电变压器所在的电力配电站或台区内，通过智能调节电网的电压和频率，显著提升供电质量、解决末端电压较低的问题，同时优化电网的整体性能和可靠性，有效缓解分布式光伏并网带来的电网压力。据EESA统计，2023年大陆已有百兆瓦时台区储能项目中标，多个项目备案。相较于配电网改造，台区储能可便捷高效解决分布式光伏消纳问题，发展前景广阔。不过，目前台区储能主要作为分布式新能源开发过程中的成本项，收益模式有租赁、峰谷套利等，项目经济性不佳，未来或可通过容量补偿机制、参与辅助服务等形式来保障台区储能收益。
四、技术类型：混合型储能技术崭露头角
从2023年源网侧储能装机类型来看，磷酸铁锂装机占比93%，依然是最主流的技术类型。此外，“磷酸铁锂+飞轮储能/超级电容”等多个混合型储能项目也实现落地投运。随着电力系统需求的不断增加，单一型储能技术已难以同时满足建设周期、配置灵活性、安全性、响应速度、储能时长、使用寿命、经济性等多方面要求。混合型储能可以实现多种储能形式的优势互补，有效发挥能量型储能的持久性和功率型储能的快速性，应对常规负荷与冲击型负荷，在特定应用场景下大有可为。
例如，在火储联合调频场景中，锂离子电池要长期面临大倍率浅充放电，不仅容量得不到有效利用，频繁大倍率充放电还会降低电池的使用寿命。在锂离子电池储能中引入功率型储能单元，如飞轮储能、钛酸锂、超级电容储能等，可减少锂电池大倍率充放电次数，提高使用寿命，降低热失控风险，降低系统使用成本。
图5 2023源网侧储能装机技术类型
五、“十四五”后期源网侧储能装机量将持续上涨
据中电联数据，2024年全年全社会用电量9.8万亿千瓦时，同比增长6%左右。预计2024年新投产发电装机规模将再超3亿千瓦，其中光伏新增装机171GW，集中式光伏占比约48%，新增装机85.44GW；风电新增89GW，新能源发电累计装机规模将首次超过煤电装机规模。按照平均“10%，2.4h”配储比例计算，预计2024年电源侧储能新增装机可达到16.3GW/39.2GWh。
电网侧储能可支撑电力保供、提升地区电力系统调节力、替代输变电工程投资，是构建新型电力系统的重要支撑。根据电规总院预测，支撑电力保供的电网侧储能在"十四五"后期预计需求约为 25GW；
其次，在充分利用火电灵活性改造、抽蓄等常规调节措施的同时，"十四五"后期仍需进一步增加新型储能以提升系统的调节能力，此部分需求约在15GW左右；
再次，在新能源大规模并网的情况下，还需配置一定规模的电网侧储能以缓解配电网压力，替代输变电工程投资，预计此部分需求约为2GW。综合考虑以上场景，预计2024-2025期间电网侧储能装机约在40GW以上，储能时长2-4h。据近年电网侧储能装机增速及发展情况来看，EESA预计2024年电网侧储能装机量约在19GW/46GWh。故2024年源网侧储能装机约可达到35GW/84GWh，同比增长90%。
图6 中国源网侧储能装机量预测（2023-2025E）
本文数据来源：EESA数据库