华夏储说丨进入储能大时代，全球储能市场发展空间前瞻！

实施新能源转型，我国储能技术持续跃进、储能产业后发先至加力发展，成为引领全球储能发展的重要力量。在国家政策的大力驱动下，我国储能市场空间巨大，前景广阔，吸引众多企业进入储能赛道各环节，引爆资本市场高景气攀升，由此也带来价格战、行业无序竞争的混乱局面。同时，头部储能企业持续的技术创新突破，亦推动着我国储能产业不断迭代发展，让我们看到了储能更美好的未来。华夏基石产业服务集团、黑铁基金及炎黄基石全球储能产业发展研究院推出《储能的中场赛事：进化与创新——中国储能产业发展白皮书（2023）》，全面分析中国及全球储能市场发展变化的新特征和新趋势、储能技术和储能产业发展的新挑战和新机遇，并对我国未来储能产业的发展做出十大趋势研判，欢迎业内有关人士、专家学者提出宝贵意见和建议，共同助力中国储能产业发展！

全球进入储能大时代

储能新技术和产业未来发展的空间十分广阔

应对全球气候变化，世界主要国家均在大力发展风光等可再生能源，逐步减少石化能源的占比。欧美等发达国家均提出在2050年前实现“碳中和”的目标，中国确定2030年实现“碳达峰”、2060年实现“碳中和”，新能源发展不断提速加码，催生储能技术和储能产业加速发展。据有关研究，目前全球新能源装机占比已超过20%，预计到2027年，这一数字有望超过37%。新能源占比的不断提升，将持续对电力系统稳定运行带来风险，表前电力储能装机已经成为当前最佳的平滑电力系统波动方案；同时在用户端保障电力供应和降低用电成本，在全球性的能源紧缺和新能源替代大背景下，亦日渐显现出需求的紧迫性。

一、能源革命大势所趋，推动全球储能蓬勃发展

自2019年开始，全球储能累计规模增速实现持续增长。据中国能源研究会储能专委会/中关村储能产业技术联盟（CNESA）测算，截至2022年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模237.2GW，年增长率15%。抽水蓄能累计装机规模占比首次低于80%，与2021年同期相比下降6.8个百分点；新型储能累计装机规模达45.7GW，是上年同期的近2倍，年增长率80%。虽然2022年国际形势动荡不安，世界经济复苏乏力，但在全球通胀高企、传统产业增长缓慢的大背景下，储能产业一枝独秀，展现了强劲的发展势头。

根据CNESA的数据，2021年以前，全球每年的储能项目新增装机规模基本维持在6GW左右；而到2022年，新增装机达到30.7GW，连续两年迎来增速100%左右的大幅增长。其中，受国际能源形势推动，户用储能在2022年呈现爆发式增长，特别在欧洲成了“抢手货”。这一方面是由于俄乌冲突加剧了欧洲能源供应的不确定性，光伏加储能的自发自用家庭能源供应模式受到市场青睐；另一方面欧洲去年夏季高温不退，对电力生产也带来严重的影响，天然气和电力价格飙升，户用储能的成本也更容易被市场接受。2022年，美国光伏装机增速有所下降，但电化学储能增速远超光伏，达14.9GWh，同比超过40%。

新型储能继续高速发展，贡献新增装机的主要份额。以锂离子电池为代表的新型储能凭借着能量密度高、项目周期短、响应快、受地理环境限制小等优势近几年增速明显。据CNESA数据，2022年全球新型储能新增装机达20.38GW，同比增长99.01%，占全年储能新增装机的66.39%，贡献了主要新增装机份额。2017-2022年的年平均复合增长率达到86.06%，保持高速增长。截至2022年底新型储能的累计装机达到45.75GW，同比增长80.36%。抽水蓄能目前虽占据主要的装机规模，截至2022年底全球抽水蓄能的累计装机占比达到79.3%,但抽水蓄能累计装机占比已首次低于80%，与2021年同期相比下降了6.8pct；与之相对应的是以锂离子电池为代表的新型储能占比的提升，截至 2022年底新型储能的累计装机占比达到19.3%，相比2021年同期上升7pct。

中国、美国、欧洲是全球储能的三大主力市场。据CNESA数据，三地区2022年合计新增投运项目规模占全球的86%，比2021年同期上升了6pct。其中，中国首次超过美国成为全球最大的储能市场，占比36%；欧洲和美国紧随其后，分别占比26%和24%。2021年中美欧新型储能新增装机的占比分别为24%/34%/22%。预计未来中美欧仍然持续把持全球新型储能装机主要增量。2023前三季度，我国新增投运新型储能项目装机突破10GW，达到12.3GW/25.5GWh，同比增加925%/920%，累计装机规模达到25.3GW/53.4GWh，增速达到9倍以上，增势极其猛烈。美国亦保持较高增速，据美国能源信息署（EIA）数据，美国第三季度新增投运电池储能规模达到2.6GW，创季度新高，环比增加88%，同比增加83%。欧洲英国、德国等地区储能装机增速也保持在高位。2023年三季度全球新型储能累计装机突破50GWh，同比增长250%以上，亦即2倍以上的增速发展。

二、政策驱动世界多国加速推进储能新技术应用

（一）美国出台IRA法案多种补贴刺激，储能市场迎来大发展新机遇

美国联邦政府和各州政府一直致力于推动储能行业的发展，通过多种补贴政策刺激储能装机量增长。美国联邦政府层面，2022年8月美国政府出台了《通胀削减法案》（IRA），提出将支出3,690亿美元作为响应国家能源安全和全球变暖。IRA提高税收抵免额度、允许独立储能获得抵免，对储能装机形成激励。将光储系统投资税收抵免（ITC）额度从26%提高到30%，延长期限10年，允许独立储能项目获得抵免，并提升独立大储/户储抵免比例，最高可达70%。

2023年5月，美国国税局和财政部正式发布针对IRA法案中本土制造相关激励补贴的初步指导细则。细则中明确表明，必须满足一定条件的才能够算美国本土制造，享受税收抵免。新版补贴细则共将补贴分为三种类型：投资税收抵免 (ITC)、生产税收抵免(PTC)和先进制造生产税收抵免。ITC针对初始投资成本，PTC针对发电量，先进制造生产税收抵免要求产品在美国本土完成终端生产。其中，ITC和PTC只能选一种，先进制造生产税收抵免是针对本土制造的额外补贴。

大储是美国装机主力，由于美国表前储能源于刚性需求与IRA政策的实行，据预测，预计2023年美国大储将达到28GWh以上，同比增长124%。ITC新政下美国户储收益率显著提升，2023年新增装机将达3.9GWh，同比增长146%。随着多地储能政策不断出台及市场机制日益完善，美国工商业储能市场将逐步增长。综上预计2023年美国储能市场总需求为36GWh，对应出货量为83GWh，分别同增117%/104%；到2025年装机/出货需求为111GWh/223GWh，CAGR分别达到88.5%/76.4%。户储市场也在逐步扩大，除联邦层面的补贴刺激，由于饱受恶劣天气影响，美国用户逐步意识到按装户用储能的重要性。同时在州政府层面，部分政府也鼓励户用储能的发展。以康涅狄格州为例，2022年其州政府发布的《公共事业监管局(PURA)储能补贴计划》明确指出将提供初装补贴来帮助客户降低购买电池的成本，独立电池系统和与太阳能光伏系统配对的电池都可获得补贴。其中普通住宅用户将有资格获得约200美元/kWh的初装补贴，每个项目的补贴上限为7500美元。

（二）欧洲能源危机下推动储能需求爆发，未来增长潜力仍很大

欧洲能源危机下，户用光储高经济性得到市场的认可，光储需求开启爆发式增长。欧洲居民电价实行合约机制，据有关资料，2023年新签合约电价大幅上涨，平均达到40欧元/MWh以上，同比提高80-120%。预计未来1-2年将持续保持高价，光储刚性需求明确。2021年欧洲户储渗透率仅1.3%，未来成长空间仍十分广阔，工商业和大储市场亦快速增长。据测算2023/2025年欧洲储能新增容量需求为30GWh/104GWh，2023年同增113%，2022-2025年CAGR达到93.8%。

欧洲一直因电价高，户用储能需求比较旺盛。2021年欧洲户用储能装机1.04GW/2.05GWh，分别同增56%/73%。2022年受俄乌冲突影响，俄罗斯天然气供应大幅减少，导致欧洲能源价格飙升，进而推动欧洲批发电价一路上涨，欧盟月均批发电价最高点超400欧元/MWh，较2021年增长达346%。在此导火索下，欧洲户用光储需求开启爆发式增长，2022年欧洲光伏装机达50GW以上，实现翻倍增长；储能装机达13GWh左右，同比增长三倍。

欧洲需加快风光储的独立能源转型，才能保证长期的能源供给稳定。欧洲高度依赖于传统化石能源，根据BP测算，2021年欧洲石油和天然气对外依赖度为97%、60%，其中大部分能源来自俄罗斯。在俄乌冲突下，外部能源供给减少，直接导致欧洲能源紧缺，长期看只有建立独立能源才能保证欧洲能源供给稳定，光伏风电等新能源搭配储能发展，可逐步实现能源独立。

欧洲电力系统高度市场化，居民用电未来1-2年将持续保持高价。发电厂可通过经销商与能源机构签订场外交易（如PPA、远期），也可通过电力交易市场在线出售电力（如日前市场），采取以供需平衡点对应的电源价格统一定价的边际定价机制，激励低价的可再生能源发展。欧洲居民采取电价长协机制，以德国为例：居民一般与服务商签订1-2年的电力供应合同，价格由双方协商。因2022年批发电价的上涨，推动了居民电价合约价格的提高，导致2023年新签合约电价大幅上涨，电价平均为50欧元/MWh以上，同比提高80-120%，预计未来1-2年持续保持高价。

持续政策补贴激励居民及工商企业安装使用光储系统。德国、意大利、奥地利三国连续多年持续推出补贴政策，刺激户用光储需求继续增长；瑞典、波兰对户储的持续高额补贴，光储发展迅速；西班牙政府积极推进扶持政策，光储装机增量较快；英国目前暂无针对储能的补贴政策，但是由于本国的高电价，居民加装储能意愿较高。预计到2023年，德、意、奥、英户储装机量将维持在欧洲前四。

据有关测算，欧洲户储+工商储能将有975GWh的空间，现有光储渗透率仍很低。从户储看：根据欧盟统计局数据，2021年欧盟有1.97亿户，户储渗透率仅1.3%，仍有394.2GWh的可开发空间。工商业储能方面，2021年欧洲共有2323万工商业户数，工商业储能约有580GWh的可开发空间，截至2021年欧盟渗透率仅0.08%。欧洲在能源危机下，居民形成对户用光储高经济性的认知和消费习惯，渗透率增速继续提升。随着2023年光储成本降低，欧洲的地面光伏和大储市场逐步打开。预计2023年欧洲储能市场总需求为30GWh，对应出货量为70GWh，分别同增113%/95%；到2025年装机/出货需求分别为104GWh/178GWh，2022-2025年装机/出货的复合增长率（CAGR），将分别达到93.8%/70.4%。

（三）日本常年是第四大电力消费国，致力成为继美中之后的第三大储能国

日本政府在2021年6月发布《绿色成长战略》，到2030年，家庭用及产业用蓄电池的累计导入容量要达到24GWh，将成为美国、中国之后第三大储能国。其中家庭户用蓄电池系统占据了绝对的主导地位，到2030年要达到22GWh，较2019年增长近8倍。日本光伏发电协会（JPEA）2020年5月发布修订“JPEA PV OUTLOOK 2050”愿景，到2050年太阳能发电量达到300GW，在储能的加持下，使太阳能发电的市占比要提升到31％。

日本家庭用蓄电池系统的经济性主要来源于存储屋顶光伏的余电。日本政府为家庭用蓄电池系统设定的终端价格目标(含施工费）为不超过7万日元/kWh,约合人民币3900元/kWh。预计2025年家庭用蓄电池系统的市场规模预计将达到27万台/年，累计158万台；在2030年达到35万台/年，累计314万台。按照目前家庭用蓄电池系统7kWh的平均容量计算，2025年的规模预计将达到1.9GWh，累计11GWh；2030年达到2.4GWh，累计22GWh。

日本能源政策大力提升太阳能等可再生能源占比，储能及新能源市场空间大。一是强调优先发展可再生能源，2021年10月，日本发布能源转型一揽子政策文件，“最优先”发展可再生能源的，将2030年可再生能源发电所占比例提高到36%至38%（2020年仅占19.8%，2030比2020年增长约2倍）。二是大力推动能源结构优化，包括支持核能发展计划，大力推动氢能产业发展，寻求进口能源渠道多元化。三是多管齐下稳定能源价格，包括紧急释放原油储备，加大能源领域补贴，重启海上油气勘探。

日本政府鼓励新能源走进住户，对安装储能系统给予政策补贴。由于日本国土面积狭小，地震灾害频发，屋顶光伏产业和用户侧分布式储能一直是日本的发展主力。面对“零碳排放”的国家发展战略，日本政产学研各界对分布式光储系统寄予厚望，持续推出各项支持政策及补贴措施。2009年起，日本通过FiT（固定价格购买）制度鼓励用户购置户用光伏系统。为推动户储装机推广，日本中央和地方政府对实施零能耗房屋改造的家庭，提供大约整个电池零售价格40-50%的补贴。东京为户用储能系统提供的补贴最高可覆盖安装价格的一半，最高可达80万日元。日本经济产业省（METI）划拨了近9830万美元给安装锂电池储能系统的家庭和商户，补贴高达66%。

户用、工商业用户侧分布式储能是日本储能装机主力，未来仍将作为日本储能系统发展的重点。日本是全球较早开始推广户储系统的国家之一，户用储能渗透率仅次于德国，2021年日本表后储能装机量为931MWh，户用储能占表后储能的90%。据高工储能（GGII）统计，2021年日本是全球第三大户储市场，户储装机量约占全球的18%。日本户外移动储能（便携式）占比也较高，2021年全球便携式储能市场中，美国最高达47.3%；其次是日本占29.6%。

（四）澳洲电力市场成熟，户储和大型储能并驾齐驱

澳洲储能发展具备较好政策和市场机制基础。随着煤炭逐渐淡出澳大利亚国家电力市场（NEM），需要大量增加可调度的储能和其他技术的装机容量。按照市场研究公司Modor Intelligence的测算，澳洲储能市场从2023年到2028年的年复合增长率（CAGR）将达到27.56%。澳大利亚能源市场运营商（AEMO）提出未来30年发展路线图，2050年部署46GW/640GWh可调度储能，平均时长10小时以上。澳大利亚具备成熟的自由电力市场，为储能构建商业模式提供了基础和条件，近年来澳大利亚针对制约储能发展的政策与市场规则进行修改，为其规模化应用及参与电力市场逐步扫清了障碍。目前澳大利亚呈现出户用电池储能和大规模储能并驾齐驱的发展趋势。

澳洲户用电池储能已经具有一定经济性。用户侧储能方面，根据澳大利亚清洁能源监管机构（CER）的数据，截至2022年8月，澳大利亚安装的注册小型系统总数已增加到50270套，但其渗透率仅为1.6%。零售电价的上涨以及电池储能投资成本的降低，将促使更多用户配置屋顶光伏及电池储能。根据AEMC数据，澳大利亚电池储能度电成本从2016年的0.80澳元/kWh降至2022年的0.39澳元/kWh，同时电池储能净收益从2020-2021年的0.15-0.20澳元/kWh增加到2021-2022年的0.24澳元/kWh。

澳洲未来表前和表后储能有望同步发展。2022年6月，AEMO发布2022年综合系统计划（ISP），提出为实现净零排放，到2050年需要公用事业规模的可变可再生能源容量增加9倍，分布式光伏容量增加近5倍，对具有调节作用的储能需求也将大幅增长。澳大利亚国家电力市场（NEM）将利用一系列不同的储能类型来调节电力平衡，主要包括分布式储能、协调控制分布式储能（包括虚拟电厂安装的表后电池、具有V2G功能的电动汽车）、短时储能（储能时长小于4h）、中长时储能（储能时长4-12h）、长时储能（储能时长大于12h）和Snowy 2.0（抽水蓄能），2050年装机规模分别达到14GW/29GWh、31GW/108GWh、1GW/1GWh、9GW/70GWh、4GW/111GWh和2GW/349GWh。总的储能需求达到61GW/668GWh。

澳洲分布式储能和协调控制分布式储能主要调节用户侧电力需求，短时储能主要调节电力供应的短时平衡，中长时储能主要调节光伏和风能发电的日度变化，长时储能主要调节可再生资源的季节性变化。

（五）国际援助及融资支持，成为解决非洲能源转型的重要渠道

非洲电力缺口巨大，太阳能资源丰富发展新能源空间广阔，非洲拥有全球60%的太阳能资源，风能也占全球的32%。非洲目前13亿人，其中有62%的人没能通电，尤其撒哈拉以南非洲地区超过50%的人口目前仍然无法获得电力。要满足这种能源需求就必须使2030年的电力装机容量在当前基础上翻番，国际能源机构（IEA）预测2030年装机容量需达到497GW。鉴于非洲水资源的不可靠性，解决非洲能源问题，必须靠太阳能、风能等可再生能源。到2030年，非洲的电力需求可能会增长75%，其中以太阳能光伏发电为主的可再生能源将占新增产能的大部分，合计可贡献发电量的27%，将是2020年的8倍。

输电网络限制下的“绿色微电网”和离网分布式光储系统兴起，可为非洲储能市场带来商机。建设分布式光伏微电网，可形成规模效益，由更多的用户分摊项目建设和用电成本。目前在肯尼亚等地建设微电网，对居民和小型工商企业供电，已在使用东非电子支付系统M-Pesa即用即付方式实现售电获得投资收益；未来将居民和工商企业的小额信贷与微电网项目结合，将发展成为更可持续的商业模式。非洲80%的缺电地区地处偏远，电网规模可再生能源行业面临的最大挑战是输电网络的限制。由此离网太阳能市场得到持续增长，包括迷你电网和家用太阳能一直蓬勃发展。离网电费手机支付模式为离网光储产品拓展了商业化运营空间，消费者利用手机支付每月为光伏系统分期付费，一旦消费者停止缴费，系统就会关闭，而消费者付费后则系统再次开始运行。肯尼亚、纳米比亚和南非手机支付技术领先，在加蓬、加纳、乌干达、津巴布韦、卢旺达和坦桑尼亚，手机支付也非常流行，在其他国家，手机支付用户也遍地开花。

南非电力严重依赖火电（达80%），电力结构转型十分紧迫。近年来，南非由于火电机组年久失修+电网老旧维护不足，停电事故频发。按照南非政府2019年的综合资源计划规定，到2030年需26GW的可再生能源并入电网。预计到2030年南非公用事业光伏累计装机将达到30GW，将显著超规划预期。肯尼亚可再生能源占比超85%，离网太阳能得到大面积推广应用，该国73%的装机容量和90%的发电和配电来自可再生能源，成为世界可再生能源占比最高的国家。纳米比亚在光伏装机容量不断增长的同时也在采购储能产品，该国正致力推动电力结构的多元化，在光伏装机容量增加的推动下，计划到2030年的可再生能源发电达到70%。摩洛哥计划到2030年建成10.5GW太阳能和风能发电和20GWh的电储能。埃及亦跨入大规模开发太阳能的行业，2017年绿色气候基金（GCF）参与了埃及的非洲最大太阳能发电厂的融资。

国际机构和发达国家的援助以及融资支持，成为解决非洲能源转型的重要渠道。非洲向新能源转型，最大的障碍还是缺少资金。欧美发达国家特别是欧洲基于其生态环境利益、经济利益和政治利益，近年来一直在为发展中国家特别是非洲国家减排提供大量融资支持。支持非洲能源转型的机构组织，包括非洲区域金融机构，如非洲开发银行、伊斯兰开发银行IsDB、非洲金融公司（AFC）等；国际金融机构如世界银行集团、绿色气候基金（GCF）等；欧美和中国的政府机构、私人商业投资机构等四大类。提供的资金包括援助和捐赠资金、金融机构贷款等。

（六）东南亚国家可再生能源部署成为刚性需求，新型储能市场正在崛起

国际能源署《2022年东南亚能源展望》报告称，根据东盟地区十个国家的既定政策，化石燃料满足其中3/4的增长需求，这将增加35%的二氧化碳排放量。其中，六个国家已承诺未来实现净零目标，可再生能源将加速建设。根据《巴黎协定》目标，到2030年，东南亚国家每年必须部署约21GW的可再生能源。其中，风能和太阳能光伏发电占发电量的18%，到2050年达到44%。

菲律宾私有化的电力市场，孕育储能刚需强烈。目前菲律宾70%的电力依赖于化石能源，主要从印尼、澳大利亚等进口，电力资源紧俏。另外菲律宾共计有7101个岛屿，无法与电网相连，岛屿光储尤其是储能，成为菲律宾供电市场刚需。菲律宾电力公司普遍实现私有制，发电、输电、配电和售电完全市场化竞争，导致所有成本和损耗均转嫁给了消费者，目前菲律宾电力成本高昂，居民平均电价高达0.18美元/KWh，且国内缺电现象严重，储能需求在即。研究表明，未来菲律宾将加快可再生能源建设，预计配置6GW储能。

越南南电无法北调，营造储能机遇。越南有南北两个核心经济圈——胡志明市和河内地区，其中北部以水电和煤电为主，但2023年北方水电站几乎干涸，相比2022年平均调度减少50%，约占发电量的12%-15%，而南方剩余水量按照高峰用电标准仅够4天用电量。其次，北方48%的燃煤电厂因高温持续运营，机器容量减少，导致北部用电供不应求。2023年5月，越南发布《第八个电力发展规划》（PDP8），目标是到2030年停止开发新的煤电项目，到2050年停止使用燃煤发电。到2030年越南光伏电站将增加至12GW，储能增加至2.7GW。

泰国风光资源丰富，能源转型拉动储能需求。泰国天然气储备不足，煤炭质量较差，电力需求存在较大缺口，约13%依靠进口。电价在东南亚国家中处于较高的位置。截至2022年底，泰国光伏总装机量已达4.05GW，2022年新增0.58GW，同比16.7%。2023年H1分布式光伏装机约650MW；水面光伏装机约100MW；地面电站装机约150MW，储能装机约30MW。泰国南部风力资源丰富，但电网最发达的地区在中部曼谷经济圈，与南部电网连接薄弱，大力发展风电，储能是解决南部电网问题的必经之路。

三、全球储能仍处于发展初期，未来市场空间巨大

有关数据显示，从累计装机情况来看，截至2022年底，全球已投运电力储能项目累计装机规模237.2GW，与全球风电光伏累计约2000GW的装机相比，仍处于发展初期。储能上游原材料成本的持续下行，有望持续刺激商业模式成熟的美国储能、欧洲户储与我国储能市场同时放量。有投资机构预计2023年全球储能市场装机规模将达120.1GWh，到2025年全球储能市场装机规模有望达315GWh，2023-2025年年化复合增速达72%。随着新能源渗透率提高，全球能源系统对储能的需求越来越强。

据有关研究，北美地区、欧洲净负荷长期波动较大，需要更多的长期储能，因此储电量占年用电量比例要明显高于其他洲，分别达到1.8%和1.6%；而且北美光伏装机容量较多，净负荷短时尺度波动较大，因此对短时储能的需求也较大，储能装机需求达到最大负荷的39%，是长时和短时最大的市场之一。亚洲地区幅员辽阔，内部各区域特点各异，东亚、南亚季风型气候明显，风电出力的季节性波动较大，因此需要配置较多长期储能。西亚、中亚光伏装机占比高，且外送电力流较大，对短期储能需求较高；东南亚水电资源丰富，调节能力充足，对储能需求相对较少。非洲和中南美新能源渗透率相对较低，净负荷波动主要体现在短时尺度，特别是非洲光伏装机占比大，需要大量短时储能减少弃光，储能装机需求约为最大负荷的30%；中南美洲水电资源丰富，为系统提供充足的调节能力，因此储能装机需求最小，仅占最大负荷的12%。

综上，全球能源互联网发展合作组织预计2050年前，清洁能源的大规模开发利用将为全球带来约4.1TW/500TWh的储能需求。

▼2025年全球各区域储能装机容量预测

资料来源：全球能源互联网发展合作组织

在全球碳中和目标下，清洁能源将逐步替代化石能源，风电、光伏发电将成为清洁能源的绝对主力。而在新型电力系统中，储能将成为至关重要的一环，是新能源消纳以及电网安全保障必要保障，在发电侧、电网侧、用电侧都会得到广泛的应用，需求空间十分巨大。

根据国际可再生能源署预测，到2050年，全球光伏发电的装机容量将达到8519GW，风电的装机容量为6014GW，二者合计占全球电力装机容量的72.5%。但风电和光伏发电存在间歇性和波动性，新能源发电输出的安全和稳定是亟待解决的问题。储能可用于解决因风光发电不稳定导致的并网安全及弃风弃光问题，在能源转型背景下具有十分广阔的市场发展空间。

基于长期对全球储能产业发展的跟踪研究和储能产业的投资实践，华夏基石产业服务集团、黑铁基金及炎黄基石全球储能产业发展研究院《储能的中场赛事：进化与创新——中国新型储能产业发展白皮书（2023）》正式发布。从本期起，我们将陆续推出“华夏储说”系列文章，供相关储能企业、投融资和研究机构，以及关心、支持储能产业发展的人士参考。

系列文章1：华夏储说丨储能的中场赛事：进化与创新