中美欧是全球新型储能主要市场，中国是最大的增量市场。全球新型储能市场在近年来也呈现高度集中的趋势，中、美、欧三个地区连续多年占据新型储能新增装机量前三，CR3在80%左右，2023年进一步上升至88%。近年来，我国新型储能市场得益于风能、光伏发电装机量迅猛增长，源网侧储能需求明显提升，已成为全世界新型储能最大的增量市场，2023年占比接近50%。
我国新型储能装机规模迅速增加。截至2 0 2 4 年上半年， 全国已建成投运新型储能项目累计装机规模达44.44GW/99.06GWh，较2023年底增长超过40%。从投资规模来看，“十四五”以来，新增新型储能装机直接推动经济投资超1000亿元人民币，带动产业链上下游进一步拓展，成为中国经济发展“新动能”。
抽水蓄能仍然是主流储能形式，但需特定地理条件，已不足以满足储能需求。抽水蓄能具有储能容量大、系统效率高、运行寿命长、响应快速、工况灵活、技术成熟等优点，是目前大规模储能的主流技术。根据CNESA不完全统计，截至2023年底，中国已投运电力储能项目中抽水蓄能累计装机占比为59.4%，仍是第一大储能技术。但抽水蓄能需要特定地理条件，不足以满足我国持续增长的储能需求，这也直接助推我国新型储能技术快速发展。
新型储能技术种类多样，锂电储能占据主导。新型储能技术包括锂离子电池、液流电池、飞轮、压缩空气、氢（氨）储能、热（冷）储能等。与抽水蓄能相比，新型储能技术项目建设周期短、选址简单灵活、调节能力强，与新能源开发消纳的匹配性较好等突出优势。截至2023年底，中国已投运新型储能累计装机规模首次突破30GW，达到34.5GW/74.5GWh，功率规模和能量规模同比增长均超过150%，总占比达到38.8%，仅次于抽水蓄能。在新型储能项目中，锂离子电池储能占据非常大的优势，未来有望接替抽水蓄能成为第一大储能技术类型。
除锂电技术外，国家政策支持各类新型储能技术产业化。2023年12月，国家能源局公示新一批新型储能试点示范项目，涵盖了压缩空气储能、飞轮储能、重力储能、全钒液流电池储能、二氧化碳储能等众多技术路线。示范项目的带动效应将加速新型技术的发展，目前压缩空气、全钒液流等储能新技术产业链有望率先成熟。
我国新型储能装机主要分布在源网侧。从装机场景看，源网侧仍占据国内储能市场的主要地位。依照国家能源局数据，截至2024年上半年，已投运的新型储能中45.3%为独立储能和共享储能，42.8%为新能源配储，上述两项主要分布于电源侧和电网侧。
各省份配储政策保证源网侧的储能装机需求。源网侧储能主要通过电力辅助服务市场实现价值，包括调峰、调频、备用容量等，起到维护电力系统的安全稳定运行的作用。全国已超24省区公布配储政策，大部分省份配储比例在8%～30%之间，配置时长1～2小时为主。配储政策对应的源网侧储能是现阶段我国储能装机需求的主要来源。
西北、华北区域新型储能装机领先。总的来看，在政策推动、电网消纳压力与产业链降本推动下，国内储能市场总量增长料将保持较好的增长趋势。在结构上，新能源装机集中的西北地区及储能盈利模式更完善的华北地区装机增速领先。截至2024年上半年，西北、华北地区已投运新型储能装机占全国超过50%，其中，西北地区27.3%，华北地区27.2%，华中地区15.3%，南方地区15.2%，华东地区14.6%，东北地区0.4%。
山东、内蒙古、新疆等省份新型储能装机规模居前，全国共11省（区）装机规模超百万千瓦。截至2023年底，新型储能累计装机规模排名前5的省区分别是：山东、内蒙古、新疆、甘肃、湖南，装机规模均超过200万千瓦；宁夏、贵州、广东、湖北、安徽、广西等6省区装机规模超过100万千瓦。
西北仍是我国新型储能装机的重点地区，电网侧储能是建设重点。西北地区储能装机主要以新能源配储为主，得益于新能源发电装机量的迅速增加，西北地区储能中标量领先全国别的地方。2024年上半年，西北地区储能中标落地顶级规模，达14.4GWh，占比34.14%。中标项目均为大型储能，其中电网侧8.98GWh，电源侧5.4GWh，青海、新疆、宁夏、甘肃中标项目规模均在全国前列。
江苏新型储能发展迅猛，中标项目规模领先全国。2024年上半年，华东地区中标公示项目共10.25GWh，占比24.3%，其中江苏省规模达7.3GWh，大幅度领先其他省份。2023年以来，江苏以较高的峰谷价差吸引了大量工商业储能的开发商。江苏省政府通过绿电项目配储、设置独立式储能项目清单并纳入全省电力规划等方式，加速本地储能的发展，截至7月15日，江苏省新型储能项目累计建成投运540万千瓦，同比增加10倍，电化学新型储能项目规模跃居全国第一。
