中國儲能網(wǎng)訊：一、2023年1-6月儲能項(xiàng)目投運(yùn)總覽
2023年上半年，新型儲能領(lǐng)域欣欣向榮，新型儲能裝機(jī)規(guī)模呈爆發(fā)式增長，半年投運(yùn)儲能項(xiàng)目裝機(jī)總規(guī)模已超2022年全年總和。據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，2023年1-6月共有159個(gè)儲能項(xiàng)目投運(yùn)，包括154個(gè)新型儲能項(xiàng)目以及5個(gè)抽水蓄能項(xiàng)目，新型儲能項(xiàng)目投運(yùn)裝機(jī)規(guī)模達(dá)7.05GW/14.66GWh，遠(yuǎn)超2021年、2022年同時(shí)間段儲能項(xiàng)目投運(yùn)裝機(jī)量，其中電化學(xué)儲能項(xiàng)目共計(jì)投運(yùn)143個(gè)，投運(yùn)裝機(jī)規(guī)模為6.93GW/14.58GWh，占比98.3%；非電化學(xué)儲能項(xiàng)目共11個(gè)，投運(yùn)裝機(jī)規(guī)模為120.73MW，占比1.7%，包括8個(gè)飛輪儲能項(xiàng)目（34.23MW）、2個(gè)超級電容儲能項(xiàng)目（6.5MW）以及1個(gè)熔鹽儲熱項(xiàng)目（80MWh）。抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模為1500MW，共計(jì)4個(gè)抽水蓄能電站的5臺機(jī)組于上半年相繼投入運(yùn)行。
圖1 2023年1-6月新增儲能投運(yùn)項(xiàng)目裝機(jī)功率占比
由圖2可見，不同于2022年較2021年上半年儲能項(xiàng)目個(gè)數(shù)及裝機(jī)規(guī)模的平緩增長，2023年上半年新型儲能裝機(jī)功率從數(shù)量上較前兩年翻倍增長，多達(dá)154個(gè)，而2023年裝機(jī)功率更是較去年同期（581.9MW）同比增長1111.73%，總規(guī)模高達(dá)7.05GW。如果說21年中國新型儲能剛剛起步，處于萌芽階段，無論是技術(shù)還是應(yīng)用場景等各方面都在探索之中，2022年則是穩(wěn)步發(fā)展階段，政策與項(xiàng)目投資并行，各個(gè)省份積極探索適合本地的儲能應(yīng)用場景，擬建設(shè)項(xiàng)目達(dá)到一定基數(shù)，那么2023年上半年新型儲能項(xiàng)目井噴式的并網(wǎng)投運(yùn)則說明新型儲能踏上正途，無論是原料市場環(huán)境還是政策環(huán)境對于儲能領(lǐng)域尤其是電化學(xué)儲能領(lǐng)域都是利好的：原料市場方面，在經(jīng)歷2022年鋰電池原材料大幅溢價(jià)后，2023年上半年上游原料市場價(jià)格趨于正常，這也讓儲能項(xiàng)目電池成本有所下降，有利于儲能系統(tǒng)的采購和儲能項(xiàng)目的規(guī)劃建設(shè)。政策方面，一是各個(gè)省份強(qiáng)制/鼓勵(lì)配儲、儲能補(bǔ)貼政策早已施行，二則是儲能現(xiàn)貨市場也在不斷探索，各地不斷制定和完善適合自己的電力現(xiàn)貨市場規(guī)則，讓儲能獲利的方法更加明朗、獲利的方式更加多樣。
由圖3可以看出，2023年第一季度儲能裝機(jī)在2022年12月的余熱慢慢冷卻之后，裝機(jī)規(guī)模增長趨于平緩，而第二季度儲能項(xiàng)目投運(yùn)規(guī)模相較于第一季度則大幅增長，占上半年總規(guī)模的74%，在4月一波小爆發(fā)后，6月新型儲能投運(yùn)裝機(jī)規(guī)模更是達(dá)到了2924.53MW，環(huán)比增長206.86%。
圖2 近三年1-6月新型儲能裝機(jī)功率同比增長圖
圖3 2023年1-6新型儲能裝機(jī)規(guī)模同比增長圖
（一）電化學(xué)儲能項(xiàng)目分析
2023年1-6月電化學(xué)儲能投運(yùn)項(xiàng)目共143個(gè)，裝機(jī)規(guī)模為6.93GW/14.58GWh。其中磷酸鐵鋰儲能項(xiàng)目高達(dá)133個(gè)，裝機(jī)規(guī)模為6.848GW/13.798GWh；液流電池儲能項(xiàng)目共6個(gè)，裝機(jī)規(guī)模為10.1MW/56.1MWh；鉛炭電池儲能項(xiàng)目2個(gè)，裝機(jī)規(guī)模為70.66MW/721.06MWh；鈉鹽儲能電池1個(gè)，裝機(jī)規(guī)模為1MW/4MWh；鉛酸電池儲能項(xiàng)目1個(gè)，裝機(jī)規(guī)模為0.46MW/0.46MWh。
1、按區(qū)域分布分析
由圖4可知， 2023年1-6月華東區(qū)域新增的電化學(xué)儲能項(xiàng)目裝機(jī)規(guī)模遙遙領(lǐng)先，總規(guī)模達(dá)到2.31GW/4.83GWh，項(xiàng)目個(gè)數(shù)占比達(dá)37.8%，一方面，山東、安徽兩地政策推動(dòng)電網(wǎng)側(cè)獨(dú)立儲能項(xiàng)目和集中式共享儲能項(xiàng)目的建設(shè)，建設(shè)規(guī)模大，100MW級的電網(wǎng)側(cè)儲能項(xiàng)目共12個(gè)，另一方面，浙江、江蘇兩省工商業(yè)用電量大，峰谷差價(jià)相對較高，且第三方獨(dú)立主體參與輔助服務(wù)市場施行試點(diǎn)早，用戶側(cè)儲能有更廣闊的發(fā)展空間，因此有大量用戶側(cè)儲能項(xiàng)目（21個(gè)）投運(yùn)。西北區(qū)域總裝機(jī)規(guī)模為1.69GW/3.98GWh，在寧夏、甘肅多個(gè)電網(wǎng)側(cè)百兆瓦級儲能電站以及新疆多個(gè)新能源側(cè)配儲項(xiàng)目投運(yùn)的加持下，一躍成為電化學(xué)儲能裝機(jī)規(guī)模排名第二的區(qū)域。華中區(qū)域則憑借湖南省一己之力，來到區(qū)域儲能投運(yùn)規(guī)模top3，2023年1-6月份，湖南省共投運(yùn)12個(gè)儲能項(xiàng)目，裝機(jī)規(guī)模高達(dá)1.2GW，均是100MW大型儲能項(xiàng)目。華北區(qū)域，在多個(gè)內(nèi)蒙古電化學(xué)儲能項(xiàng)目并網(wǎng)投運(yùn)的基礎(chǔ)上，5月，山西大同兩個(gè)典型百兆瓦級儲能項(xiàng)目的投運(yùn)也讓華北區(qū)域新增裝機(jī)規(guī)模穩(wěn)定在了區(qū)域top4，達(dá)1.29GW/2.56GWh，兩個(gè)項(xiàng)目分別為國內(nèi)首家成功并網(wǎng)的全功能參與電網(wǎng)交易的電化學(xué)儲能電站——中鑫電聯(lián)大同合榮新型儲能電站一期工程，以及山西省規(guī)模最大的鋰離子電化學(xué)儲能電站——華電大同熱電儲能工程。
圖4 2023年1-6月各區(qū)域電化學(xué)儲能裝機(jī)規(guī)模分布圖
2、按省份分布分析
由圖5可知，2023年1-6月電化學(xué)儲能裝機(jī)規(guī)模top5分別是山東、湖南、安徽、寧夏和內(nèi)蒙，其中山東和湖南省儲能裝機(jī)規(guī)模遙遙領(lǐng)先，達(dá)到1.2GW的規(guī)模，安徽寧夏和內(nèi)蒙則緊隨其后，裝機(jī)規(guī)模均超過0.7GW，相差無幾。在這些省份投運(yùn)的電化學(xué)儲能項(xiàng)目中，我們可以看到很多百兆瓦及以上的大型儲能電站，準(zhǔn)確來講，大型儲能電站項(xiàng)目占據(jù)總裝機(jī)規(guī)模的很大比重，而在2022年上半年及以前，還鮮有百兆瓦級儲能項(xiàng)目投運(yùn)的身影，這一方面是由于各地現(xiàn)貨交易市場政策及儲能補(bǔ)貼政策還未完善，全生命周期下儲能電站的獲利模式不明確，各地儲能電站如何參與電力現(xiàn)貨市場仍是問題；另一方面上游原材料價(jià)格的劇烈增長致使儲能電站成本增加，在未完善電力現(xiàn)貨市場、未探索獨(dú)立共享儲能電站新模式的背景下，儲能電站獲利方式一般僅有峰谷套利這一種模式，獲利方式不明確，交易途徑不多樣，成本過高在全生命周期中也會影響儲能電站的相對收益，因此新能源儲能增長一般，未實(shí)現(xiàn)真正的井噴式快速發(fā)展。而隨著2022年6月7日，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲能參與電力市場和調(diào)度運(yùn)用的通知》，鼓勵(lì)新能源場站和配建儲能聯(lián)合參與市場，儲能可作為獨(dú)立主體、可與配建電源聯(lián)合、可部分聯(lián)合部分獨(dú)立，參與電力市場交易。該政策還從價(jià)格上明確獨(dú)立儲能電站向電網(wǎng)送電時(shí)，充電電量不承擔(dān)輸配電價(jià)和政府性基金及附加，降低了獨(dú)立儲能的運(yùn)營成本。由于多地強(qiáng)制配儲政策的施行，在新能源發(fā)電項(xiàng)目配儲會增加成本，全生命周期內(nèi)導(dǎo)致新能源電站壓力增大的情況下，租賃共享儲能電站容量作為配儲容量不失為一種好的選擇，在上游原材料的價(jià)格逐漸恢復(fù)正常穩(wěn)定后，獨(dú)立共享儲能電站會擁有更好的經(jīng)濟(jì)性。
2022年9月2日，山東省發(fā)改委等三部門聯(lián)合印發(fā)《關(guān)于促進(jìn)我省新型儲能示范項(xiàng)目健康發(fā)展的若干措施》的通知，指出新型儲能示范項(xiàng)目可以作為獨(dú)立主體可參與電力現(xiàn)貨市場，并且鼓勵(lì)發(fā)展大型獨(dú)立儲能電站，2022年末山東多個(gè)百兆瓦級儲能電站順利投運(yùn)；2023年《2023年全省能源工作指導(dǎo)意見》指出到2023年底，新型儲能裝機(jī)規(guī)模達(dá)到200萬千瓦以上，提出2025年全省新型儲能項(xiàng)目裝機(jī)總體目標(biāo)。2023年上半年，山東百兆瓦級大型儲能項(xiàng)目依舊火熱，共投運(yùn)8個(gè)百兆瓦及以上電網(wǎng)側(cè)儲能電站，占總裝機(jī)規(guī)模的67%。
一方面，強(qiáng)制配置儲能政策的施行，使得容量租賃具有政策強(qiáng)制性，2022年9月2日，湖南省發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于開展2022年新能源發(fā)電項(xiàng)目配置新型儲能試點(diǎn)工作的通知》，通知明確湖南省內(nèi)風(fēng)電、集中式光伏發(fā)電項(xiàng)目應(yīng)分別按照不低于裝機(jī)容量的15%、5%比例(儲能時(shí)長2小時(shí))配建儲能電站。另一方面，2022年11月18日，湖南能監(jiān)辦發(fā)布公開征求《湖南省電力輔助服務(wù)市場交易規(guī)則(2022版)（征求意見稿）》意見的通知，基本明確獨(dú)立儲能電站參與輔助服務(wù)的獲利規(guī)則?？梢钥闯龊鲜—?dú)立儲能電站已經(jīng)具備商業(yè)投資價(jià)值，2023年上半年，湖南省共投運(yùn)12個(gè)儲能項(xiàng)目，裝機(jī)規(guī)模均為100MW/200MWh的電網(wǎng)側(cè)儲能項(xiàng)目，大型獨(dú)立儲能項(xiàng)目已在湖南省掀起波瀾。
在政策的推動(dòng)下，安徽和寧夏可謂是延續(xù)了2022年下半年的勢頭，2023年上半年有多個(gè)百兆瓦級大型儲能電站項(xiàng)目投運(yùn)，其中安徽阜陽風(fēng)光配儲項(xiàng)目、安徽樅陽260MW電網(wǎng)側(cè)儲能項(xiàng)目以及華潤海原儲能電站項(xiàng)目裝機(jī)規(guī)模都達(dá)到了200MW。
與top前4不同的是，內(nèi)蒙古自治區(qū)投運(yùn)的儲能項(xiàng)目則以新能源側(cè)儲能項(xiàng)目為主，主要在于風(fēng)電光伏等新能源發(fā)電廠的配置儲能。
圖5 2023年1-6月各省電化學(xué)儲能裝機(jī)規(guī)模分布圖
3、按應(yīng)用場景分析
從應(yīng)用場景分布上看，“大儲”依舊占據(jù)絕對主導(dǎo)地位，電源側(cè)和電網(wǎng)側(cè)項(xiàng)目儲能規(guī)模合計(jì)占比達(dá)98%，其中電網(wǎng)側(cè)儲能項(xiàng)目共投運(yùn)59個(gè)，裝機(jī)規(guī)模為4.77GW/9.58GWh，包括17個(gè)共享儲能項(xiàng)目。電源側(cè)儲能項(xiàng)目共投運(yùn)42個(gè)，裝機(jī)規(guī)模為2.02GW/4.55GWh，其中大部分為新能源側(cè)儲能項(xiàng)目，共38個(gè)。用戶側(cè)儲能項(xiàng)目主要來自浙江、江蘇和山東， 2023年1-6月裝機(jī)規(guī)模僅有137.5MW/452.5MWh，但項(xiàng)目個(gè)數(shù)與網(wǎng)側(cè)、源側(cè)項(xiàng)目相當(dāng)， 達(dá)到42個(gè)，其中浙江省用戶側(cè)儲能項(xiàng)目多達(dá)11個(gè)。浙江省作為工商業(yè)用戶大省，在《2020年浙江省能源領(lǐng)域體制改革工作要點(diǎn)》和《2020年浙江省深化電力體制改革工作要點(diǎn)》中，浙江省就強(qiáng)調(diào)了堅(jiān)持以市場化改革為方向，全面提速電力現(xiàn)貨市場建設(shè)，引入負(fù)荷集成商、虛擬電廠、抽蓄、儲能等新興市場主體，適時(shí)參與電力中長期、現(xiàn)貨市場及輔助服務(wù)市場，引導(dǎo)電源側(cè)、負(fù)荷側(cè)、儲能側(cè)資源深入?yún)⑴c電力市場交易。在2022年和2023年的《浙江省電力市場化交易方案》中，更要求全省工商業(yè)電力用戶全部參與電力市場化交易，同時(shí)，分時(shí)電價(jià)政策的施行，讓浙江省峰谷差價(jià)變大，加之多個(gè)儲能補(bǔ)貼政策的施行，浙江省工商業(yè)用戶儲能收益較其他省份要高，工商業(yè)用戶儲能在市場中可參與的輔助種類多，收益更為可觀，這使得浙江省工商業(yè)用戶側(cè)儲能有很大的吸引力，市場規(guī)則相對更完善。
圖6 2023年1-6月各應(yīng)用場景電化學(xué)儲能裝機(jī)規(guī)模
圖7 2023年1-6月各應(yīng)用場景電化學(xué)儲能裝機(jī)規(guī)模占比分布
4、按儲能技術(shù)分析
2023年1-6月投運(yùn)/并網(wǎng)的電化學(xué)儲能項(xiàng)目中，共有133個(gè)磷酸鐵鋰項(xiàng)目，裝機(jī)規(guī)模達(dá)6848MW，占比高達(dá)98.81%；液流電池儲能項(xiàng)目6個(gè)，裝機(jī)規(guī)模為10.1MW/56.1MWh；鉛炭電池儲能項(xiàng)目共2個(gè)，裝機(jī)規(guī)模為70.66MW/721.06MWh；鈉鹽電池儲能和鉛酸電池儲能項(xiàng)目各1個(gè)，裝機(jī)規(guī)模分別為1MW4MWh和0.46MWh。從2023年1-6月投運(yùn)的新型儲能項(xiàng)目中看，技術(shù)路線依舊呈現(xiàn)多元化趨勢，多種電化學(xué)儲能技術(shù)以及飛輪儲能、超級電容等技術(shù)百花齊放，受限于成本及技術(shù)等因素，在多種儲能技術(shù)中，較成熟的鋰離子電池儲能技術(shù)依舊占據(jù)絕對主導(dǎo)地位，而壓縮空氣儲能、液流電池儲能、飛輪儲能等相對成熟的儲能技術(shù)則保持快速發(fā)展，超級電容儲能、固態(tài)電池儲能、鈦酸鋰電池儲能等新技術(shù)也已經(jīng)開始投入工程示范應(yīng)用，未來會有更多選擇。
（二）非電化學(xué)新型儲能項(xiàng)目
2023年1-6月份非電化學(xué)新型儲能項(xiàng)目較少，共投運(yùn)飛輪儲能項(xiàng)目8個(gè)，裝機(jī)規(guī)模為34.23MW，超級電容項(xiàng)目2個(gè)，裝機(jī)規(guī)模為6.5MW，熔鹽儲熱項(xiàng)目1個(gè)，裝機(jī)容量為80MWh。
表1 2023年1-6月非電化學(xué)新型儲能項(xiàng)目統(tǒng)計(jì)
（三）抽水蓄能項(xiàng)目
2023年1-6月共有5個(gè)抽水蓄能項(xiàng)目投運(yùn)，合計(jì)1500MW，分別是河南天池抽水蓄能電站首臺機(jī)組、2號機(jī)組、福建永泰抽水蓄能電站4號機(jī)組、河北豐寧抽水蓄能電站5號機(jī)組以及山東文登抽水蓄能電站3號機(jī)組，其中福建永泰抽水蓄能電站4號機(jī)組的正式投產(chǎn)發(fā)電，標(biāo)志著福建省屬國有企業(yè)自主建設(shè)、自主運(yùn)營的首個(gè)抽水蓄能電站全容量投產(chǎn)發(fā)電。
表2 2023年1-6月抽水蓄能電站投運(yùn)匯總
表3 2022年1-6月抽水蓄能電站投運(yùn)匯總
