但也应看到，受锂价持续震荡下行，供需错配叠加欧洲能源危机缓解，户储进入去库存周期等国内外多重因素影响，储能系统价格在2024年仍在“震荡”下行，止跌回稳仍需各方共同努力。
数字储能网将从项目、技术、新品、价格等多个维度选取2024年发生在锂电储能系统储能领域的10大新闻事件，以飨读者。
多个“最大”项目开工、并网
2024年以来，多个锂电储能系统项目开工、并网，其中包括当下热门的构网型、组串式储能技术。
7月，华东院总承包的世界规模最大高压直挂构网型储能项目——青海海西州宝库储能电站成功并网。
电站总装机容量224.5MW/889MWh，位于青海省海西蒙古族藏族自治州格尔木市，占地5.3万平方米，海拔约2850米。
电站采用“集中+构网联合运行”的模式，由传统集中式储能系统116MW/458.6MWh和构网型高压直挂式储能系统108MW/430.4MWh共同组成，集中式储能共35个储能单元，高压直挂储能采用8套直挂储能成套设备并联方案。
其中包含的430.4MWh高压直挂式储能是世界规模最大的高压直挂构网型储能项目。
8月，三峡滨海储能项目顺利实现全容量并网投运。据介绍，该项目是目前国内规模最大的组串式储能电站，该项目规划总装机容量为200MW/400MWh。
另外，全国单体最大共享储能电站——华电青海海西州托格若格共享储能电站也在8月全容量并网。
项目位于海西州德令哈市，总建设规模为270MW，配套容量为1080MWh，共8个储能区域56个储能单元，预计每年提供清洁能源约3亿千瓦时。
作为华电青海德令哈100万千瓦光储及3MW制氢项目的配套工程，电站采用户外预制舱式磷酸铁锂电池储能系统和锌溴液流电池储能系统，是目前国内一次性投产的最大电化学储能项目，同时也是高寒、高海拔地区建成投产规模最大的智慧化共享储能电站。
11月7日，采用科华数能构网型系统集成解决方案的全球单体最大构网型独立储能项目——新疆克州300MW/1200MWh构网型独立储能项目全容量并网送电成功。
该项目是全球磷酸铁锂电池储能路线中容量最大的构网型项目，在全球树立了构网型储能示范和标杆的作用。
12月，坐落于内蒙古乌兰察布市凉城县的岱海新能源储能电站项目并网成功，该电站规模300MW/1200MWh，是目前国内单体最大的电化学储能电站，也是国家第二批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电、储能基地项目。
同样在12月，国内最大的电化学储能项目——陇东至山东特高压直流输电工程配套新能源储能项目在甘肃省庆阳市环县开工建设。
该工程是国家“十四五”规划纲要和黄河流域生态保护和高质量发展规划确定实施的重大工程之一，也是我国首个“风光火储一体化”送电的特高压工程，其中华能陇东能源基地新能源配套储能项目按照新能源装机容量的10%、4小时规模配置，总容量600兆瓦/2400兆瓦时，分为两个场址建设，每个场址建设1座300兆瓦/1200兆瓦时电化学储能电站。
中国储能系统第一股诞生
12月19日晚间，证监会官网显示，同意北京海博思创科技股份有限公司(下称：“海博思创”)首次公开发行股票注册的批复，批复自同意注册之日起12个月内有效，这也意味着，中国储能第一股将要诞生。
此前，海博思创科创板IPO在2023年6月20日获得受理;同年7月9日进入问询阶段。今年10月17日该公司上会获得通过;同年11月29日提交注册申请。
此次IPO，海博思创拟募资7.83亿元。其中，2.99亿元投资年产2GWh储能系统生产建设项目，占募集资金总额的38.24%;1.64亿元用于储能系统研发及产业化项目，占募集资金总额的20.99%。其余募资金额将用于数字智能化实验室建设项目、营销及售后服务网络建设项目和1.5亿元补充流动资金。
2024年以来，持续的价格战加速储能行业的“洗牌”的同时，也促使曾经“一拥而上”的资本变得理性，储能赛道投融资过热逐渐降温，“融资难”成为今年以来储能企业的普遍感受。
自2023年“827”新政以来，IPO市场又相继出台了新“827新政”、“315新政”、“国九条”、“科八条”等严监管政策。
在此背景下，海博思创能够“突围”，反映了其在储能领域的“硬科技”和创新能力得到认可，也将提振资本市场对储能产业的信心，促使后续进入IPO进程的企业注重科技研发实力，激发产业链企业的创新活力，推动储能产业高质量发展。
8MWh+! 远景发布20尺单箱全球最大储能系统
今年4月，宁德时代发布6.25MWh储能系统，引领系统集成赛道迅速向6MWh+储能系统更新迭代，据数字储能网不完全统计，今年以来共有14家企业发布了21个6MWh+储能系统产品。
其中，9月，远景正式发布全球最大储能系统，标准20尺单箱8MWh+，推动储能行业进入8MWh级时代。
远景8MWh+储能系统采用了自研的700Ah+储能专用电芯。该储能电芯来自远景动力，是全新一代电芯产品，RTE达到96%，能量密度440+Wh/L，循环次数超15000次。高能量密度储能电芯结合集约化的系统设计，让远景储能8MWh+储能系统单位面积能量密度达到541kWh/㎡，创下了行业内的新纪录。
据悉，远景储能系统这次能在标准20尺单箱内实现容量突破性的达到8MWh+，60%要归功于自研大容量电芯的能量密度提升，30%来自系统集成，集装箱内空间设计进一步集约化，还有10%来自箱内功能单位的优化。
全球最大容量“交直一体”储能系统量产
2024年，电芯和储能电站持续向“大”推动着组串式储能系统在需求市场加速渗透，也推动着相关储能技术产品的革新。
其中以一簇一管理为标志的“交直流一体”储能系统成为一些头部系统厂商争相布局的新方向。
相比交直流分体式设计，“交直流一体”设计一簇一管理，消除簇间环流，可使直流线缆不出柜，搭配出厂前预安装、预调试，大幅降低安装、调试时间。
一簇一管理目前正在成为储能系统管理的一个重要趋势，这种管理方式通过将电芯和保护板组合成“电池簇”，然后形成多个相同电压容量的电池簇组成“pack”，从而提高了系统的安全性和经济性。
目前，包括远景储能、阳光电源、中车株洲所、卧龙储能在内的主流厂商都在推进“交直流一体”储能系统。
其中，远景储能12月份量产的“交直一体”5.0/5.6MWh储能系统系列新品在江阴工厂下线，意味着远景储能“交直一体”系列产品正式具备批量化交付能力。
该储能系统拥有标准20尺集装箱5MWh及5.6MWh两款机型，其中5.6MWh产品是全球最大容量“交直一体”储能系统。
远景“交直一体”5.6MWh储能系统搭载远景动力350Ah储能专用电芯，循环寿命达15000次，3年零衰减，循环效率(RTE)96%，相比业内314/315Ah储能电芯，在同等尺寸下将能量密度提升至435Wh/L，行业内最高，标准20尺集装箱容量进一步提升至5.6MWh。
相比行业主流的交直流分体设计方案，远景“交直一体”5.6MWh储能系统采用交直流一体设计，一簇一管理，消除簇间环流，全生命周期放电量提升超8%，双液冷高度集成，支持肩并肩、背靠背，占地面积减少50%;“交直一体”结构，可使直流线缆不出柜，搭配出厂前预安装、预调试，大幅降低安装、调试时间。据测算，远景“交直一体”5.6MWh储能系统较市场主流产品度电成本降低约45%。
16GWh!中国电建开启国内最大规模储能系统集采
11月13日，中国电建集团发布2025-2026年度光伏、风电、储能系统设备集采公告。包含51GW光伏组件、51GW光伏逆变器、25GW风电机组以及16GWh储能系统，此外还有15240套35kV预装式变电站。
其中储能集采需求为中国电建2025-2026年预计装机总量，采购总量预计为16GWh。要求采用磷酸铁锂电池单体的标称容量≥280Ah，储能系统整体效率≥85%，储能系统(包含电池)整体质保5年，适用范围包括国内和海外项目。投标文件递交的截止时间2024年12月4日10时。
相较于8月中国电气装备集团公布的储能电池集采超14.54GWh电池订单，这是目前国内规模最大的储能系统集采。
纵观国内外市场，10GWh储能订单或集采已经成为趋势，据数字网不完全统计，今年下半年以来国内超10GWh的储能招标至少有三个，这也反映了中国储能市场的火爆。
4.5GWh+6GWh!构网型和跟网型年内最大一次集采开标
伴随新能源渗透率不断提升，“跟网”向“构网”转变已经成为行业共识，也是储能技术未来发展的趋势之一。
构网型储能技术通过超配PCS方式提高过载能力构建起支撑大电网稳定运行的电压源，可以起到快速调频调压、增加惯量和短路容量支撑、抑制宽频振荡等作用，从而增强电力系统稳定性，被视为应对“双高”新型电力系统的有效策略。
作为电力“双高”特征下推动新型电力系统建设的关键技术，构网型储能无论是招标体量，项目应用、技术进展还是产业链布局，其在2024年都展现出了强大的发展潜力。
值得一提的是，在构网型储能发展势头迅猛的背景下，跟网型储能系统在招投标市场实现了“逆势起量”。
11月，构网型和跟网型储能系统均出现了今年以来最大的一次框采。
11月26日，中广核风电有限公司发布了中广核新能源2025年度储能系统框架采购招标公告，招标项目划分为7个标段，每个标段预估容量均为1.5GWh，其中构网型为1-3标段，预估容量4.5GWh;跟网型为4-7标段，预估容量6GWh，7个标段共计10.5GWh。
本次招标几个严厉的招标条件受到业绩关注，比如，不接受梯次利用电池，不接受库存电池(生产日期大于90天)，本项目委托第三方全程见证生产、组装及发运;只接受一簇一串或一簇两串电池的方案;为最大限度的减少储能系统故障可能造成的人身伤害，电池集装箱需采用外维护的方案等。
开标信息显示，2个包件共吸引了50家企业投标。包件1(标段1-3)构网型储能系统采购共33家企业竞标，投标报价在0.4977-1.0422元/Wh区间内，平均报价为0.6067元/Wh，最低报价低于0.5元/Wh。
包件2(标段4-7)跟网型储能系统采购共吸引了47家企业投标，投标报价范围在0.45796-0.602元/Wh，平均报价0.489元/Wh，近八成的企业报价低于0.5元/Wh。
中国企业接连拿下全球多地储能系统最大订单
今年以来，海外大储市场快速崛起，成为众多企业纷纷抢夺的新“阵地”。据数字储能网不完全统计，2024年1月-11月，中国储能企业在海外市场的储能订单规模已经突破了170GWh。其中，储能系统的订单量超过57GWh。
同时，全球GWh级别的订单释放逐渐成为常态，包括阳光电源、楚能新能源、欣旺达、天合储能、比亚迪、海辰储能等均拿下了GWh级别的系统集成订单，这其中，多家企业的系统订单刷新了当地最大记录。
11月13日，楚能新能源与业从事新能源项目的开发、建设与投资的意大利Cestari签署战略合作协议，双方将于短期内在意大利建立光伏配储试点项目，配套使用楚能自研自产的20尺5MWh电池预制舱CORNEX M5，3-5年内实现20GWh-30GWh的储能项目合作。
如果这些项目能够顺利落地，将成为目前中国储能企业出海最大一笔订单，也将成为目前全球最大的储能系统订单。
此前，全球储能系统订单最大记录接连被阳光电源和特斯拉刷新。
7月16日，阳光电源与沙特ALGIHAZ成功签约全球最大储能项目，容量高达7.8GWh，阳光将为此部署1500余套PowerTitan2.0液冷储能系统，这是当时全球最大的储能系统订单。
此后不久，特斯拉与Intersect Power签署的15.3GWh的Megapack储能系统合同，全球最大储能系统订单记录被刷新。
除此之外，多家企业收获了全球各个区域的储能系统最大订单。
10月23日，欣旺达能源科技有限公司与Gryphon Energy Pty Ltd.签署了战略合作协议。该项目位于澳大利亚昆士兰州，容量高达1.6GWh，为目前澳大利亚最大的储能项目之一。
11月18日，阳光电源签下了欧洲最大储能合作协议，签署对象为英国电池开发商Fidra Energy。阳光电源将助力英国建成两座标杆独立储能电站——3.3GWh的Thorpe Marsh电站和1.1GWh的West Burton C电站，合计容量达4.4GWh。
据了解，作为欧洲最大的储能电站项目，该项目将部署880套阳光电源PowerTitan 2.0液冷储能系统。
12月初，华为与菲律宾泰拉太阳能公司(Terra Solar Philippines Inc., TSPI)签署了 MTerra Solar 项目4.5GWh电池储能系统供应协议。
该项目总投资超2000亿菲律宾比索(约40亿美元)，被誉为世界上最大的光储项目，将安装3.5GW光伏和4.5GWh的电池储能系统。
12月6日，阳光电源宣布与菲律宾上市企业Citicore Renewable Energy Corporation(CREC)签署了1.5GWh储能系统合作协议，这是迄今为止东南亚最大的储能系统订单。
12月16日，远景储能与法国EDF集团签订供货合同，为后者在南非牵头投资的三个独立储能项目提供电池储能系统，项目合计装机容量为257 MW / 1028 MWh，是南非目前为止最大的储能订单。
4h磷酸铁锂储能系统中标单价创历史新低
受锂价持续震荡下行，产业链产能阶段性过剩、供需错配叠加欧洲能源危机缓解，户储进入去库存周期等国内外多重因素影响，近两年，储能电芯、系统价格一路下行。
今年以来，储能系统价格则接连跌破0.6元/Wh、0.5元/Wh，全面迈入“0.5元/Wh时代”，较年初下降约1/2。
11月，4h磷酸铁锂储能系统再次下探。
纵观11月整月，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。
最低价格来自于华润电力控股新疆重能电力开发有限公司新疆天山北麓新能源基地项目0.8GW/3.2GWh储能系统采购，比亚迪中标第三标段300MW/1200MWh储能系统设备及服务采购，投标报价52680万元，折合单价为0.439元/Wh，4h磷酸铁锂储能中标单价创历史新低。
行业人士表示，“储能系统0.5元/Wh已经低于成本价，没有一家企业可以盈利。”
一段时间以来，终结价格战，促使储能产品价格止跌回稳，向着理性、有序、健康的方向迈进是行业企业的共同心声，实际上，今年以来，无论是顶层设计、国家部委还是行业都在试图扭转当前储能低价竞争的局面。
未来系统价格能否止跌回稳仍需要需要监管部门、行业、企业等各方力量共同努力。
全液冷、直冷储能系统成“新宠”
因为电池热特性，热管理成为电化学储能产业链关键一环，随着越来越多、越来越大的储能项目应用，全液冷储能系统正在正在成为市场的“新宠”。
全液冷储能系统指的是电池PACK以及PCS的温控方式，采用的全部是液冷。
全液冷储能系统通过液体对流直接散热，相较于传统的风冷技术，它能够实现对电池的精确温控，确保降温均匀性。
液体的比热容远大于空气，使得液冷技术能在短时间内将储能设备温度降低到设定值以下，提高散热效率。
此外，液冷系统能有效避免因外界环境变化而导致的设备运行异常，提高储能系统的稳定性。
去年，阳光电源新发布的PowerTitan2.0采用液冷PACK+液冷PCS“全液冷”散热引领了储能系统温控技术的革新，科华数能、英飞源、禾迈电子、盛弘股份也纷纷跟进。
今年4月，英飞源发布了Blue Ozean系列全液冷储能系统，针对工地、矿山、海岛等极端恶劣环境应用而设计。系统采用液冷PACK+液冷PCS的全液冷散热设计，效果极佳，满足持续1C充放电的散热需求。
科创储能也在4月发布两款浸没式液冷储能产品，其“科创2.0全浸没液冷储能系统采用领先业界的全液冷控温技术，全浸没PACK，4S融合，交直流一体，推出10MWh浸没式液冷储能系统、150kW/261kWh及150kW/522kWh浸没式工商业一体机等新产品。
8月，科华数能推出了全新一代S³—EStation2.0 5MW/10MWh智慧液冷储能系统。系统采用“全液冷散热+全站顶出风”的创新设计，破除“热岛”危机。
除了全液冷之外，中车株洲所9月联合14家产业链企业发布了一款面向未来的6.9MWh系统。其中，采用了首款储能直冷机，采用相变直冷，无水循环。由此可以看出，直冷温控技术也正在进入储能领域。
2GWh!全国最大工商储项目落地
11月，力神电池所属武汉力神与中国铝业旗下贵州华仁新材料签订战略合作协议，共同开发华仁新材料电解铝园区660MW/2000MWh的储能项目。
该项目建成后，预计可帮助企业每年节约电费约2亿元，将成为目前国内制造业中规模最大的工商业储能项目。
这则消息传递一个信号，工商业储能项目正在向GWh迈进。
2023年被称为工商业储能的元年，2024年，伴随储能系统成本的逐步下降，各地峰谷电价调整优化，工商业储能系统的经济性能不断提升。
据CESA储能应用分会产业数据库不完全统计，2024年1-10月，全国单独配置的工商业储能电站项目新增装机448个，规模达1.32GW/3.25GWh，容量规模接近于去年全年的70%。
值得一提的是，单个项目容量正在从百MWh向GWh快速迈进。
2023年7月以来，招标、开工、签约、并网、备案的百MWh工商业储能项目共86个，规模共6.92GW/18.63GWh，超200MWh以上的项目共36个，数量占比达41.86%。
这些项目除了分布在江苏、浙江、广东等发展成熟的工商业储能大省，河南、安徽、四川、湖南等地也逐渐成为大型工商储争相落地的省份。
从单个项目容量看，除了武汉力神动力电池系统科技有限公司与贵州华仁新材料有限公司签约的规模为2000MWh的最大的工商储项目，其他比较大的工商储项目还有，8月签约的胜宏科技工业园区储能项目，容量规模为630MWh、9月备案的高邮250MW/500MWh分布式储能电站项目、10月备案仪征经济开发区240MW/480MWh分布式储能电站项目、温州首开工贸有限公司430MWh分布式用户侧储能项目等。
另外，并网的百MWh工商储项目共8个，容量规模超1GWh，最大的并网的工商业储能项目是联盛集团9月为嵩基集团完成的45MW/133MWh用户侧储能项目。
