明年大有可为！2024锂电池储能大盘点！

中国新型储能的发展提速，政策支持不可或缺。2024年年初，“新型储能”首次被写入中国政府工作报告，标志着“发展新型储能”将成为今年乃至今后相当长的一段时期内国内经济社会发展的重要任务之一。今年9月，《中华人民共和国能源法》颁布，明确指出推进新型储能的高质量发展，发挥各类储能在电力系统中的调节作用。

随着中国新能源发电规模持续快速增长，新型储能建设进入大规模发展期。“十四五”以来，新增新型储能装机直接推动经济投资超过1000亿元，不仅促进了产业链上下游的发展，也成为中国经济发展的新动能。

锂电池储能电站项目盘点

作为新型储能项目建设的中坚力量，锂离子电池具有环境污染小、能量密度高、循环寿命长、倍率性能强等优点，随着其成本大幅下降，锂离子电池的经济性开始日益凸显，在储能市场的应用也愈发广泛，当前，锂离子电池储能已占投运项目的93%以上。

锂电池储能电站项目新增装机

据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2024年1-10月，磷酸铁锂电池储能电站项目新增装机21.48GW/51.05GWh，功率占比93.2%，依旧为主流技术路线。

锂电池储能电站项目规划规模

据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2024年1-10月，磷酸铁锂电池储能电站项目新增规划187.2GW/441.21GWh，功率占比90.18%，计划总投资2652亿元。

锂电池储能电站项目招投标规模

在2024年1-10月采购招标落地的储能电站项目中，技术路线较为明确的规模达39.11GW/121.466GWh，其中磷酸铁锂电池储能项目达35.636GW/108.224GWh，功率占比91.11%，总投资超803亿元。

储能锂电池系统中标价格

2024年11月，共125个项目完成采招，其中EPC（含储能设备）、储能系统、容量租赁总规模达7GW/18.3GWh。2h磷酸铁锂储能系统，集中在0.495-1.395元/Wh，加权均价0.6397元/Wh，环比+20%。4h磷酸铁锂储能系统中标价格在0.439-0.833元/Wh，加权均价0.445元/Wh，均价首次跌破0.5元/Wh。

12月13日，新疆华电天山北麓基地610万千瓦新能源项目磷酸铁锂电化学储能系统采购项目中标候选人公示。本次采购1GW/4GWh跟网型磷酸铁电化学储能系统，共划分为4个标段，海博思创、中车株洲所、易事特、阳光电源、华电科工、国电南自6家企业入围，海博思创、易事特、阳光电源、华电科工分别预中标1-4标段，中标总额预计超18亿元，预中标单价在0.437-0.51元/Wh区间内。

其中，最低报价来自于华电科工预中标的第四标段0.15GW/0.6GWh储能系统采购，投标报价26229.1673万元，折合单价0.437元/Wh，打破了11月比亚迪华润电力新疆天山北麓新能源基地项目储能系统采购0.439元/Wh的最低中标单价纪录，创下4h储能系统预中标单价新低。

锂电池储能EPC中标价格

2024年11月，锂电储能EPC中标价格在0.6016-1.708元/Wh区间。其中，2h锂电储能EPC中标项目最多，中标价格在0.6016-1.708元/Wh，加权均价1.1857元/Wh，较之上个月回升了16.36%。最低价格来自于龙源电力广西龙源新能源有限公司横州一体化200MW/400MWh配套共享储能项目EPC总承包，中能建广西院以24065.881066万元的报价中标，折合单价0.6016元/Wh，创2h锂电储能EPC单价历史新低。

4h锂电储能EPC中标价格在0.617-0.865元/Wh区间内，加权均价0.769元/Wh，环比-13.39%。最低价格来自于中电投新农创科技有限公司2024年第7批集中招标隆发共和100万千瓦源网荷储项目70万千瓦光伏配套200MW/800MWh储能EPC总承包，中建三局以49366.074901万元的报价中标，折合单价0.617元/Wh，创下4h锂电储能EPC新低。

锂电池储能产能盘点

国内产能

据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，截至目前，国内已投产锂离子电池生产工厂产能超1800GWh，前15家龙头企业总产能1544GWh，其中宁德时代640GWh；比亚迪300GWh；国轩高科109GWh；中创新航100GWh；亿纬锂能86GWh。

2024年1-10月，国内共210个储能锂离子电池生产制造项目更新了动态，规划年产能达1560GWh，计划总投资4156亿元，达产后年产值达6412亿元。其中，新增投产/部分投产项目共15个，投产年产能134GWh，占比8.59%；新增开工/在建项目52个，规划年产能480GWh，占比30.77%；新增规划（含新增备案/拟建/签约/环评获批等）项目共143个，规划年产能946GWh，占比60.64%。

海外产能

截至目前，宁德时代、亿纬锂能、瑞普兰钧、海辰储能、中创新航、国轩高科、欣旺达等22家中国企业在海外共投建了61个锂离子电池生产制造项目，投产/在建/规划产能达726GWh，计划总投资超4000亿元，主要集中在美国、德国、摩洛哥、墨西哥、匈牙利、印度尼西亚、越南、马来西亚等国家。

其中，宁德时代共投建8个海外电池生产项目，主要集中在欧洲、美洲和东南亚，计划投资达2079亿元，规划年产能124GWh。国轩高科共投建11个海外电池生产工厂，主要集中在东南亚、北美、中欧等地，计划总投资863亿元，规划年产能208GWh。远景能源共投建9个海外电池生产项目，计划总投资374亿元，规划年产能193.5GWh。亿纬锂能共投建5个海外电池生产工厂，计划总投资291亿元。蜂巢能源共投建4个海外电池生产项目，计划总投资156亿元，规划年产能90GWh。

目前，中国企业在欧洲的锂电池生产制造工厂计划总投资达1370亿元，规划年产能超420GWh，主要集中在中欧国家。在北美的电池工厂计划总投资达1183亿元，规划年产能142GWh。在东南亚的电池工厂计划总投资达991.46亿元，规划年产能61.6GWh。

据国际能源署（IEA）预测，到 2025 年，全球锂离子电池产能将达到 3970GWh，其中，中国2930GWh，占比73.8%；欧洲330GWh，占比8.31%；美国440GWh，占比11.08%；世界其他地区270GWh，占比6.8%。到 2030 年，全球锂离子电池产能将达到 6790GWh，其中，中国4650GWh，占比68.48%；欧洲770GWh，占比11.34%；美国1030GWh，占比15.17%；世界其他地区340GWh，占比5.01%。

锂电池储能市场盘点

产量及出货量

2024年前三季度,中国锂电池产业总产量830GWh,同比增长24%，全球占比77.55%。总产值超过1.2万亿元，同比增长23%。预计2024年全年储能电池出货量在260GWh以上，动力电池出货量将超过700GWh。预计2024年全年中国锂电池市场产量和出货量均将超1000GWh，真正进入TWh级时代。

据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2024年前三季度全球储能锂电池出货量超215GWh，其中全球储能电池出货量前九名均为中国企业，中国企业储能电池出货量超200GWh，全球市场占有率超过93%。随着海外市场的崛起，中国储能电池出口比重已超过50%。

海外订单

2024年，随着国内市场竞争加剧，加速开拓海外市场成为中国储能企业求生存、求发展的必然选择。同时，产业升级的历史逻辑也需要中国企业在全球价值链中积累资本、加强创新，向价值链中高附加值环节上升，进一步推动中国企业积极进军海外市场，产品从前期的电池等零部件为主，到现在全产业链产品陆续入场，目的地也从欧美辐射向中东、澳洲、东南亚、北非等市场。

据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2024年1-10月，中国储能相关企业在海外市场已经拿下了超过120个订单，总规模超过115GWh，其中储能电池订单规模最大，达68.51GWh，其次是储能系统（含直流侧系统）订单数量最多，超过80单，规模达46.02GWh，PCS出海订单10.87GW。

其中，中国企业斩获美国储能订单最多，规模最大，达21个，总规模超65GWh，占比56.5%。沙特阿拉伯5个订单，共16.36GWh，占比14.15%。澳大利亚14个订单，共9.573GWh，占比8.28%。此外，还分别斩获日本6.1GWh、西班牙4.1GWh、智利3.976GWh、英国3.226GWh、法国1.223GWh、土耳其1.015GWh订单。

2024年1-10月，中国储能相关企业在北美洲斩获订单规模最大，达26个，规模66.043GWh，容量占比57.11%；荣获欧洲订单最多，达37个，数量占比30.18%，规模9.878GWh；中东作为新兴市场，起势较猛，订单规模达16.388GWh，容量占比14.17%；此外中国企业还分别在澳洲、东亚、南美洲斩获超9GWh、超6GWh、近4GWh的订单。

电池级碳酸锂与电芯价格

目前，300+Ah储能电芯渗透率已达到39%，其中314Ah储能电芯渗透率已达到35%。

自8月以来，电池级碳酸锂价格小幅震荡，基本维持平稳。314Ah和280Ah电芯价格持续降低，电芯价格与电池级碳酸锂价格的强关联性脱钩，电芯市场供需成为影响储能电池价格的最主要因素。

半年来，314Ah储能电芯均价由0.4元/Wh下滑至0.305元/Wh；280Ah储能电芯均价由0.35元/Wh下滑至0.3元/Wh。

锂电池储能企业产品技术创新盘点

2024年下半年，受储能领域强劲需求影响和动力电池需求逐渐回暖的影响，当前磷酸铁锂整体产能利用率已超60%，而今年上半年产能利用率约40%。

储能电池一直是锂电企业重点布局的业务，也是锂电企业在动力电池业务之外营收最高的产品类目。具体来看，宁德时代、比亚迪、亿纬锂能、欣旺达、蜂巢能源等均于今年更新了多项储能产品新成果，进一步加速储能行业的发展。

下一代500Ah+更大容量储能电芯

今年4月，宁德时代发布了6.25MWh天恒储能系统，将搭载专用长寿命电芯L系列产品，据知情人士透露，实际上宁德时代推出了容量都在500Ah以上的“一款三用”电池，即同一尺寸规格下“530Ah、565Ah、587Ah”三款电芯，分别主打海外市场、长寿命和高密度场景。

9月初，中车株洲所联合瑞浦兰钧（兰钧新能源）、欣旺达、中创新航、蜂巢能源、国轩高科共同发布了688Ah大电芯。同月，阳光电源则对外发布，其对下一代储能电芯最优解的判定为625Ah大叠片标准电芯。

今年12月，亿纬锂能宣布实现了628Ah超大容量电芯Mr.Big的量产，据悉这也是业内首个实现600Ah+大电芯量产的企业。

此外，大容量储能电池产品还有：远景储能推出20尺单箱容量8MWh+储能系统，创下行业新高，搭配使用700Ah大电芯，能量密度达440Wh+/L；瑞浦兰钧针对4h以上长时储能需求，定制化开发出564Ah电芯，可实现10000+次超长循环寿命和25-30年超耐久日历寿命；中创新航推出采用新工艺的“至久”系列625Ah+储能专用电芯，能量密度达440Wh+/L，进一步实现20尺标准集装箱6.8MWh以上的电量，大幅提升电站投资回报率；海辰储能则推出了587Ah和1175Ah储能专用电芯等。

补锂技术

目前，对锂电池储能来说，延长电池使用寿命、减少容量衰减是重要的技术突破方向，而补锂技术正成为解决上述问题的手段。

据宁德时代储能总工程师李星介绍，锂离子电池寿命约15年，不足传统抽水蓄能50年寿命的三分之一，也低于电力行业核心部件20年寿命的设计标准。因此，储能锂电池亟须进一步突破寿命瓶颈。针对这一问题，宁德时代采取的是“开源”“节流”相结合的解决方法。开源，即额外补偿活性锂；节流，即降低本征锂耗。

补偿活性锂可以通过锂离子电池的预锂化技术实现。预锂化技术方法包括化学预锂化、电化学预锂化（外短路）、物理接触（内短路）、正极预锂化添加剂等。这几种技术路线没有绝对好坏之分，选择一种技术路线，重点在于如何弥补它的短板。

同时，补偿活性锂时需要考虑的几个维度包括：补锂的利用率有多高、全生命周期内是否会带来其他影响、补锂和电池阴阳极及电解液产生的交互作用，以及可制造性。他表示，目前可规模化应用的补锂技术比较少，因需要考虑补锂技术和当前电池产线的兼容性。

在“节流”方面，锂的消耗原因主要是锂离子持续脱嵌，导致阳极结构破坏，SEI不断损伤修复，持续消耗活性锂，寿命衰减加速。为此，宁德时代研发出自修复阴离子反应机制电解液，以及高稳定、低热力学锂耗石墨，以降低电池化学体系本征锂耗。

制造工艺由“卷绕”转向“叠片”

所谓卷绕，是将制片工序或收卷式模切机制作的极片卷绕成电芯，原材料按照负极、隔膜、正极、隔膜的顺序进行卷绕。叠片，则是将模切工序中制作的极片叠成电芯，例如典型的“Z”字形叠片，正负极分别叠在隔膜两面，隔膜以“Z”字形穿行其间而隔开两极。

理论上，叠片工艺制得的电芯产品在能量密度、循环性能及安全性能等方面性能更优，不仅匹配长薄化的电芯，还与大容量电芯生产有着更高的适配度。但在动力电池行业走向极限制造和规模化制造的当前，如何解决叠片工艺的生产效率问题，成为了行业最为关注的焦点。

从电芯制造工艺的成熟度来说，卷绕工艺较叠片成熟度更高，所以在过往的280Ah、314Ah+电芯方面，行业普遍采用卷绕工艺。而从目前电池企业推出的500Ah+大容量电芯产品看，业内普遍改变了“71173”方形尺寸，而是选用更薄的“刀片形态”，制造工艺也大部分转向了叠片工艺。

据了解，部分电池企业认为在大容量电芯制造中，现在普遍采用的卷绕工艺易出现极片褶皱、黑斑、析锂等影响电芯安全的问题，并且在卷绕拐角处存在弧度，导致空间利用率较低。而叠片工艺相较于卷绕，电芯在能量密度、安全性和寿命方面更具优势，具有更高的能量密度、更低的内阻、更好的热稳定性以及更长的循环寿命，能充分利用电池的边角空间。因此，在相同体积的电芯设计下，叠片电池的能量密度更高。

但实际上，叠片工艺也存在很多需要突破的难题。因其设备投资较大，生产效率较低，使得叠片工艺的广泛应用受到限制。在大规模生产中，需要关注其因制造工艺复杂且难度较大，而导致良率较低的问题。

对此，蜂巢能源表示已经解决了传统叠片设备效率低的难题，高速叠片技术已持续迭代3代，效率和良品率不断提升，成本不断下降，据报道，其第三代技术“飞叠”速度已达0.125秒/片，实现了效率与卷绕工艺的持平。

未来趋势与展望

2025年1月1日，《中华人民共和国能源法》将正式施行。国家能源局有关负责人近日在答记者问时表示，下一步，将加快推进清洁安全高效发电、新型储能、系统安全稳定运行等适应新型电力系统建设的技术创新应用，加快出台相配套的政策制度，系统推进新型电力系统建设重点任务落地见效。

在国家利好政策密集出台、新型储能的商业模式日渐成熟、投资成本持续降低、大基地配储项目+强制配储政策等众多因素驱动下，国内市场装机规模短期内预计仍将保持高增长。而2024年储能产业链价格的持续走低，更为下游需求释放创造了良好条件。

值得注意的是，随着市场竞争日益加剧，设备的自研自制能力成为厂商盈利的关键。那些完全依赖外部采购设备的系统集成商由于毛利率较低，这在很大程度上增加了亏损的风险，特别是对于小型厂商，低价竞争导致的成本极限压缩和交付周期缩短，质量保障问题也成为其生存的重大挑战。因此，只有在储能产业拥有产业核心竞争力、真正降本能力的企业才能存活于市场。

全球储能市场方面，随着各国绿色能源转型推进，新能源发电占比持续提升背景下，2025年全球大储（大规模储能）增长趋势明确，降息背景下项目释放仍有超预期空间。

国际能源署（IEA）发布的报告也显示，在新兴经济体、人工智能、加密货币和数据中心发展推动下，2024～2026年，电力需求将平均每年增长3.4%，同时新能源并网带来的随机性、波动性问题更加突出。需求增长和成本降低这两大驱动因素将进一步支撑海外储能装机需求的增长，预计2025年全球储能装机仍将保持较高增速。

来源：中国储能网 

数据统计与制表：裴丽娟