《2024年度电化学储能电站行业统计数据》的思考

　　《2024年度电化学储能电站

　　行业统计数据》的思考

　　大唐中南(郑州)电力试验研究院有限公司

　　首席专家 韩金华

　　2025年3月27日，在第三届中国储能大会期间，中国电力企业联合会发布了《2024年度电化学储能电站行业统计数据》报告，报告内容丰富、数据翔实，对电化学储能行业进行了全面细致的总结，给行业内专业人员奉献了一份宝贵的资料。相比2023年，行业单位覆盖面更广，统计汇总数据更全，统计报告的权威性、代表性和影响力进一步增强。对比2023年的统计报告，除数据反映的信息外，数据背后的解读与思考如下。

　　一、电站装机情况

　　1.总体规模

　　截至2024年底，电化学储能累计投运电站1473座、总装机62.13GW/141.37GWh，与2023年底累计投运电站958座、总装机25.00GW/50.86GWh的数据相比，电站数量、总装机功率、总装机能量分别增长53.76%、148.52%、177.96%。分析这三个数据可知，第一，电化学储能行业在原有连续多年高比例增长的前提下，依然保持了很高的增长速度;第二，新增电站中更大功率、更大能量的大型储能电站占比增多，导致总装机功率、总装机能量的增长数值远高于电站数量的增长数值;第三，新增电站的储能平均时长进一步增加，长时储能占比增多，表现为储能总装机能量的增长值高于总装机功率增长值。这些结论也和统计报告中电站规模、储能时长等分类统计的数据相吻合。

　　2.应用场景

　　独立储能、新能源配储两种类型电站数据分别从2023年的11.37GW、11.13GW增至2024年的34.58GW、24.23GW，分别增长204.13%和117.70%，独立储能增长更强劲。虽然部分独立储能电站实际上是适配新能源场站内新能源建设指标的独立共享储能，但其增长趋势依然明显强于新能源配储，考虑《国家发展改革委 国家能源局关于深化新能源上网电价市场化改革 促进新能源高质量发展的通知》(发改价格〔2025〕136号)的影响，未来独立储能电站(含独立共享储能电站)会有进一步增加占比的潜力。此外，虽然工商业配储在电化学储能中占比很低、数值不高，但从自身数据对比中可知，仍然可能会有较大的增长幅度及可以期待的未来市场应用空间，特别是在浙江、江苏、广东等经济较好的省份。

　　3.区域特点

　　统计报告中提到“截至2024年底，新增投运总装机排名前十的省份依次是：新疆、内蒙古、江苏、山东、河北、浙江、宁夏、广西、广东、河南，总装机30.05GW，占比80.95%”。进一步从数据分析，各省份中累计装机和新增装机均排在前四名的分别是新疆、内蒙古、山东、江苏四省份。其中山东、内蒙古分别排在2023年累计装机的前两名，新疆在2023年仅排在累计装机的第6名，江苏在2023年更是未进入累计装机的前十名。而在2024年底，新疆已排到累计装机的第1名，江苏排到累计装机的第4名、新增装机的第3名。从这些数据来看，一是新疆、内蒙古等内陆幅员辽阔地区新能源大基地建设带动了储能的强劲发展;二是具有较好配套政策支持的地区会吸引更多的储能项目，如江苏、山东、内蒙古等省份均有容量补贴、峰谷价差较大等政策优势，特别是江苏的政策保障带给储能电站稳定可观的盈利，其新增装机和累计装机均冲进前四名是可想而知的;三是累计装机排名靠前的省份，其储能全投资内部收益率(IRR)也均是相对较高的省份。可以预测，今后储能电站的建设和发展，一定会根据各区域不同的电网特点、新能源规模、储能政策等差异，呈现出较大的区域差异化发展。

　　4.企业分布情况

　　2024年新增储能总能量90507.74MWh，其中两大电网及蒙西电网、五大发电集团、其他企业分别为666.68MWh、15041.97MWh、74999.09MWh，占比分别为0.74%、16.62%和82.64%。对应2023年新增储能总能量36809MWh，两大电网及蒙西电网、五大发电集团、其他企业分别为449.36MWh、14143.31MWh和22217.1MWh，各自占比分别为1.22%、38.42%和60.36%。从上述数据可以看出，两大电网及蒙西电网和五大发电集团新增储能能量的绝对数值变化并不大，仅小幅增加，而其他企业新增储能能量大幅增加，从而导致两大电网及蒙西电网新增储能能量占比的小幅降低(基数较小)、五大发电集团新增储能能量占比下降超过20个百分点、其他企业新增储能能量占比上升超过20个百分点。

　　5.电池类型分布情况

　　从电池类型分布情况看，锂离子电池项目总能量在所有电化学储能中依然是绝对的最大占比，这一比例在2023、2024年分别为95.89%和96.03%，其他类型电池占比都很低。但在很低的占比中，仍然有两点需要注意：一是铅酸/铅炭电池占比从2.26%上升到2.93%，虽然占比数值变化不是很大，但考虑到电化学储能总能量的增长，换算成铅酸/铅炭电池能量的绝对值，则是从1.1494GWh上升到4.1422GWh，自身增长率高达260.38%，这种长时储能类型增速是较为可观的;二是2024年钠离子电池开始规模化应用，虽然2024年占比仅为0.22%，但其能量数值达到了0.311GWh，一举超过了液流电池0.217GWh的年度能量增长数值。可以想象，随着钠离子电池生产工艺及集成应用技术的进步，其大规模生产、大规模应用及对锂金属的能源替代作用会进一步显现。

　　二、电站电力电量情况

　　从整体看，2024年度电化学储能运行情况相较2023年有明显提升，年均运行小时数、年均利用小时数、等效充放电次数、平均利用率指数等核心指标均有40%左右的不同程度增长，表明电化学储能的运行情况正向健康规范有序的方向发展。在新能源配储、独立储能、工商业储能三大典型场景应用中，电化学储能2024年的年均利用小时数分别为766小时、995小时、2252小时，年均等效充放电次数分别为177次、248次、332次，可以看出工商业储能充分利用情况是最好的，独立储能也明显好于新能源配储。从历史运行情况并结合“136号文”发布后的投资策略分析，预计独立储能和工商业储能会有更好的未来市场。

　　三、 电站能效情况

　　储能电站运营重点看整站综合效率和储能系统能量转换效率两个数据，从近两年统计数据看，整站综合效率从78.98%提升至81.71%，能量转换效率从86.82%提升至88.75%，分别提高2.73个百分点和1.93个百分点。这些数据的背后可以体现出电化学储能领域整体的技术进步和规范运行：一是侧面反映电芯、PCS(储能变流器)等核心设备整体质量提升，表现为储能系统能量转换效率提高。二是侧面反映配套设备选型方面的进步，表现为变配电设备损耗降低、站用电率降低，这和选用低能耗水平的升压变压器、优化减少能耗的辅助热管理有直接关系。以典型升压变压器为例，从普遍选配S11型干式变压器到空负载损耗更低的S13型变压器，可以直接降低变配电损耗中占比最大的升压变压器损耗。辅助热管理系统的优化，可以减少目前普遍采用的液冷系统中液冷机的启动运行时间，可以直接降低站用电损耗中占比较大的冷却系统损耗。三是侧面反映系统集成方面的进步，表现为单体电芯容量的增大、减少电芯并联环流，PCS交直流电压提高、减少PCS损耗，采用高压级联拓扑结构、去除升压变压器损耗等。目前电芯主流已从280Ah转变为314Ah，并有向更大容量单体电芯发展的势头，电芯集成时簇内无电芯并联，部分厂商已推出单体容量超过1000Ah产品，预计今后600Ah左右容量的产品很可能会成为下一阶段的主流配置。PCS产品已从1000V直流、400V交流系统普遍升级至1500V直流、690V系统，会进一步提高能量转换效率和减少PCS数量，部分PCS厂商已瞄准2000V直流系统开发和使用产品，同时也有部分厂商开始研究适配于钠离子电芯宽电压范围的、不同于适配锂离子电压参数的PCS产品。可以预测，今后拥有更高转换效率的精准化系统集成技术方案会有更好的应用机会。

　　四、电站可靠性情况

　　从数据上看，2024年电化学储能电站整体运行安全情况良好，全年非计划停运1779次，单位能量非计划停运次数为12.58次/GWh，2023年全年非计划停运1030次，单位能量非计划停运次数为20.25次/GWh，单位能量非计划停运次数明显降低。

　　在2024年非计划停运统计数据中，从投运年限看，新投运电站运行较不稳定，发生非计划停运次数占比较高，2024年投运2年以内电站平均非停次数(2.81次)比投运2年以上(2.01次)的高40%，这也与电力系统设备故障的典型浴盆曲线模型相吻合，即投运初期故障问题多，后续会进入到磨合期后的稳定期。因而在设备的现场安装、交接验收、系统调试、初期运行阶段，应依靠更专业化的团队来开展工作。

　　在非计划停运统计数据中，电站关键设备、系统及集成安装质量问题是导致电站非计划停运的主要原因，非计划停运次数占比达75%以上。对比分析2023—2024年引发非计划停运次数的设备分布(见下表)，并充分考虑电化学规模的增长倍数情况，可以得出以下观点。

　　首先，在电池、PCS、BMS、EMS四类储能电站特有设备中，引发非计划停运次数最多的虽然是电池，但考虑到电池数量远远超过其他设备数量，基数巨大，而PCS、BMS等设备基数较小，说明整体设备间相比，PCS、BMS等设备自身故障率还是明显高于电池设备的，应引起重视。

　　其次，虽然PCS、BMS等设备自身故障率较高，但从两年数据的比值中可以看出，PCS、BMS设备引发非计划停运次数的比值是明显小于其他设备引发的非计划停运次数的比值的，也明显小于电站规模比值，说明PCS、BMS设备整体质量和可靠性还在提升。

　　第三，在储能电站中由其他设备引发非计划停运次数的比值是最高的，已接近电站规模的比值，应引起足够的重视，这也从侧面表明储能电站的安全绝不能仅仅聚焦在储能设备上，其他设备特别是电气设备的安全可靠性也是至关重要的，应充分考虑储能设备之外的其他电气设备的安全可靠性，从设计规划选型方面引起足够重视。

　　最后，现有储能电站缺乏强有力的设备早期安全预警系统的保驾护航。一方面安全预警系统的核心逻辑、保护作用从理论原理上比较理想化，在实验室采取专用监测采集装置的前提下，在小规模数据运行时表现还可以，但应用到具有海量数据的现场实际监测装置的工程中并不能得到满意的效果，在防止设备非计划停运方面不能有效体现其作用价值;另一方面，已安装的一些安全预警系统也往往只聚焦于电芯、PCS、BMS等储能特有设备，对其他设备的早期安全预警和防护完全没有或形同虚设。因此，需要研究适用于现场工程实际的海量数据、现场固有装置采集监测数据边界条件下的安全预警判断逻辑和故障特征分析，开展覆盖全站设备的早期安全预警信息化系统。