1、新型储能
7月新型储能势头不减，并网规模超3GW。
据不完全统计，2024年7月共并网/投运新型储能项目101个，势头不减，总规模超3GW，达3.248GW/8.429GWh，较6月环比下降43.7%，但与去年同期相比增长达85.78%，对第三季度来说是一个好的开始。
从储能技术来看，磷酸铁锂储能占比依旧望尘莫及，同时，有4个液流电池储能项目以及1个钠盐电池储能项目投运，液流电池也逐渐应用于共享储能、工商业储能、光储充等多个应用场景中，也多出现在大型储能电站多技术场景混合储能项目中，发展向好。
从应用场景来看，用户侧储能项目数目及规模较6月倍增，共投运用户侧储能项目69个，主要集中于浙江、江苏和广东三省，总规模为160.437MW/308.758MWh，超25家工商业储能领域企业有项目成功收尾，驰库新能源、海聚新能源、沃太能源等企业更是硕果累累，多个订单成功交付并网，为不同企业提供工商业储能解决方案。电网侧储能项目投运规模不及6月，共25个电网侧储能项目投运，总规模为2.694GW/6.795GWh，江苏、青海多个大型电网侧储能项目投运，其中江苏延续6月的趋势，共投运电网侧储能项目8个，规模超1GW。电源侧储能项目共7个，总规模为392.8MW/1325.6MWh，主要为光储项目。
图1-1 2024年7月新型储能装机规模对比图
(数据来源：中国化学与物理电源行业协会储能应用分会产业政策研究中心，下同)
2、抽水蓄能
2024年7月，共有1个抽水蓄能项目投产发电——新疆阜康抽水蓄能电站4号机组。2024年7月31日，国网新源新疆阜康抽水蓄能电站4号机组顺利通过15天考核试运行，正式投产发电，至此，新疆首座抽水蓄能电站机组全部并网，成为西北地区首座投产发电的抽水蓄能电站。
表1 2024年7月抽水蓄能电站投运总览
中国储能市场动态
多个网侧大型储能项目投运，用户侧储能规模倍增，集中于江浙粤三省。
如图所示，2024年7月储能应用场景依旧是电网侧储能占比最大，7月新增电网侧储能项目25个，总规模为2.694GW/6.795GWh，以大型独立储能电站为主，占总规模的83%;源侧配储项目占比较少，新增投运电源侧储能项目7个，主要集中于新疆自治区，总规模为392.8MW/1325.6MWh，占比12%;用户侧储能项目个数及规模较6月倍增，新增投运用户侧储能项目69个，主要为小型工商业储能应用场景，总规模为160.437MW/308.758MWh，仅占总规模的5%，主要集中于浙江、江苏、广东三省。
图2-1 2024年7月各应用场景新型储能装机规模分布图
图2-2 2024年7月各应用场景新型储能项目个数分布图
1、电网侧
网侧储能趋势依旧，江苏、青海多个大储项目集中投运。
2024年7月，电网侧储能延续了6月的势头，共新增投运项目25个，总规模达2.694GW/6.795GWh，从规模来看，依旧以大型独立储能电站为主，百兆瓦及以上大型储能项目共15个，青海储能项目储能时长为4h，其余省份储能时长以2h为主。从分布来看，投运项目主要集中于江苏、青海两省，江苏连续两月电网侧储能投运规模超1GW，7月新增投运网侧储能项目8个，其中6个为百兆瓦级大型储能电站，总规模达1.04GW/1.88GWh，2024年投运的电化学新型储能项目规模跃居全国第一，有效保障全省电网安全稳定运行，为迎峰度夏电力保供提供重要支撑。同时，青海海西州3个超200MW规模储能项目集中投运，储能时长均为4h，建成目前国内最大电网侧储能项目及单体容量最大共享储能电站，项目的投运能够有效提升区域电力系统调峰能力和源网荷储协同调度灵活性，提高电网的稳定性，为促进新能源规模化开发和利用，推动区域能源结构优化、生态环境改善和清洁发展，助力青海省国家清洁能源高地建设，构建新型电力系统和新型能源体系具有深远意义。
图2-2-1 2024年7月各省份电网侧新型储能装机规模分布图
2、电源侧
均为新能源配储项目，光伏配储占比为主。
2024年7月共新增投运电源侧储能项目7个，均为新能源配储项目，总规模为392.8MW/1325.6MWh。从应用场景来看，以光伏区配置储能项目为主，规模占比超70%，主要集中在新疆自治区，有两个超百兆瓦级储能项目投运，储能时长为4h;其次为风光储，规模占比28%，风电配储仅一个小型储能项目投运，规模占比1%。
图2-1-1 2024年7月电源侧新型储能项目应用场景分布图
图2-1-2 2024年7月各省份电源侧新型储能装机规模分布图
3、用户侧
用户侧储能规模倍增，集中于江浙粤三省。
据不完全统计，2024年6月新增用户侧储能项目69个，储能规模为160.437MW/308.758MWh，较6月规模倍增，如图所示，项目主要集中于江苏、浙江以及广东三省，以微型小型工商业储能项目为主，超25家工商业储能领域企业有项目成功投运，驰库新能源、海聚新能源、沃太能源等企业更是硕果累累，多个订单成功交付并网，为不同企业提供工商业储能解决方案。进入7月，除青海、云南、广西、贵州、甘肃外，其余省份均开始执行尖峰电价，多个地区峰谷差价超过1元/kWh。其中，按照浙江最新划定的分时时段，配置工商业储能的业主可以完美实现两个尖谷价差的两充两放，在电压等级不满1千伏条件下，执行一般工商业单一制1.5倍购电时，最大峰谷价差达1.2768元/kWh;其单一制工商业购电峰谷价差超过0.983元/kWh。
图2-3-1 2024年7月各省份用户侧新型储能装机规模分布图
中国储能市场中标分析
据不完全统计， 6月储能中标及候选人公示项目共计72个，类型包含储能EPC、储能PC、储能设备、储能系统采购及集采，总规模达到8.023GW/19.419GWh。
从标包的类型上来看，储能EPC、储能PC项目最多，共有39个标包中标，总规模为2.39GW/5.26GWh，其中包括6个不含储能系统的储能EPC标包，2个风光储能设备一体化EPC标包，以及1个含飞轮储能技术的混合材料储能标包，除此之外，7月储能EPC项目中标单价集中在0.578-1.938元/Wh，加权均价为1.206元/Wh。中标最低价0.578元/Wh的项目为华润天津风电项目13MW/26MWh配套储能PC，由瑞源电气中标。
储能系统中标项目共27个，包括22个储能系统采购项目及5个储能系统集采标包，共5.316GW/13.301GWh，中标单价集中在0.435-1.311元/Wh，加权均价为0.558元/Wh，其中中标最低价0.435元/Wh的项目为中铝集团内蒙古包头135MW/540MWh直流侧储能系统采购Ⅱ标段(54MW/216MWh)，储能时长4h，中标方为中车株洲所。
从应用场景来看，中标项目中，电网侧储能项目(含独立储能、共享储能)标包容量占比最高，达58%，中标单价在0.531-1.79元/Wh之间，加权均价为1.1445元/Wh;新能源配储项目占比36%，中标单价集中在0.435-0.978元/Wh，加权均价为0.525元/Wh;用户侧储能项目中标单价多集中在1元/Wh及以上，加权均价为1.323元/Wh。
图3 2024年7月各应用场景储能中标项目容量分布图
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