在3月19日举办的OFweek2024（第四届）储能技术与应用高峰论坛上，维科网行业研究中心研究员古锐峰，分享了其对储能行业的发展现状、趋势、技术发展等分析结果以及未来需求测算。
2023年，中国新型储能行业迎来了爆发式增长。古锐峰表示，据统计，截至2023年底，全国已建成投运的新型储能项目累计装机规模达到了31.4GW/66.9GWh，平均储能时长为2.1小时。2023年的新增装机规模约为22.6GW/48.7GWh，与2022年底相比增长超过260%，这一增长速度是“十三五”末期装机规模的近10倍。
在中国已投运的电力储能项目中，抽水蓄能虽然仍是主要的储能方式，但其增速相对有限。相比之下，以锂电为代表的新型储能装机量迅速增长，新型储能累计装机占比同比增长了18.2个百分点，锂电在新型储能中的占比从2022年的94%增长至2023年的97.3%。
2023年中国新增的新型储能装机主要以电源侧和电网侧为主，这两类装机类型的合计占比达到了97%，同比提升了5个百分点。古锐峰指出，这一趋势得益于新能源发电的快速发展，以及“表前”应用规模的大幅增长。
海外市场方面，在美国，2023年的储能新增装机主要以大储为主，工商业储能增速有所提升。而欧洲市场则见证了大储增长的明显趋势，户储需求有所放缓，这主要受到电价与天然气价格自高点回落的影响。
古锐峰指出，国家与地方政府合力推动储能发展，国家政策密集出台，推动新型储能技术的规模化应用。2023年，地方出台的相关政策超过400项，涉及电价与市场交易、储能补贴等多个方面。
古锐峰表示，光伏和风电装机量的大幅增长拉动了配储需求的上行。2023年，中国光伏和风电新增装机量分别为128.9GW和75.7GW，同比增长47.5%和101.2%。超过20个省份出台了新能源配储规定，显著拉动了大储需求。
储能成本的下行激活了装机需求。2023年，电池级碳酸锂价格呈现持续跌势，均价同比下跌53%。上游原材料与下游储能系统价格的联动，使得储能成本降幅明显。
尽管春季峰谷价差缩小，但仍有16个地区的峰谷电价差超过0.7元/kWh，显示出储能仍具备经济性。夏季用电高峰的到来有望进一步拉大峰谷价差，刺激储能需求。
2023年，百兆瓦级储能项目数量增速明显，大容量电芯的应用逐步推广。锂电储能系统持续向集约化和智能化方向发展。
多种非锂储能技术进入示范项目阶段，包括压缩空气储能、飞轮储能、重力储能等。这些技术的应用逐渐突破，展示了非锂储能技术的潜力。
长时储能被视为碳中和时代的必然选择，它能够在更长的时间维度上调节新能源的出力波动。钒液流和压缩空气储能有望率先实现规模应用。
随着各国碳中和目标的推进，全球储能新增装机量预计将不断提升。预计到2026年，全球新增储能装机量将达到265GWh。
美国和欧洲的储能装机预计将保持稳定增长。美国新能源发电装机进度相对落后，未来大储需求潜力大。欧洲储能装机的核心变量为能源价格，预计2026年将达到31GWh。
