中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)訊：中國(guó)正在經(jīng)歷有史以來(lái)規(guī)模最大的儲(chǔ)能投資和建設(shè)周期。
根據(jù)國(guó)家能源局2021年8月發(fā)布的《抽水蓄能中長(zhǎng)期發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》，到2025年，中國(guó)抽水蓄能累計(jì)裝機(jī)量要達(dá)到62GW以上，到2030年達(dá)到120GW，截至2021年底，抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模僅為39.8GW。這意味著9年間有3倍的成長(zhǎng)空間，復(fù)合年均增長(zhǎng)率為13%。
但實(shí)際建設(shè)規(guī)模將遠(yuǎn)超于此。今年頭7個(gè)月，已獲批復(fù)但尚未開(kāi)工的抽水蓄能項(xiàng)目即達(dá)102個(gè)，總裝機(jī)126.9GW。
根據(jù)國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局2021年7月發(fā)布的《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲(chǔ)能發(fā)展的指導(dǎo)意見(jiàn)》，到2025年，中國(guó)新型儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模要達(dá)到30GW以上。截至2021年底，中國(guó)新型儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模僅為5.76GW。這意味著4年間有5倍以上的成長(zhǎng)空間，復(fù)合年均增長(zhǎng)率為51%。
若按各地方政府的“十四五”規(guī)劃，到2025年末，加總后的新型儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模將高達(dá)43.7GW。
儲(chǔ)能建設(shè)的大提速，是在經(jīng)濟(jì)疲軟和雙碳目標(biāo)的背景之下展開(kāi)的。
2021年以來(lái)，中國(guó)固定資產(chǎn)投資明顯下行，對(duì)經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)帶來(lái)較大壓力。而開(kāi)展大規(guī)模儲(chǔ)能基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)，有助于擴(kuò)大總需求，穩(wěn)定經(jīng)濟(jì)；另一方面，實(shí)現(xiàn)2030年前碳達(dá)峰，2060年前碳中和的目標(biāo)，新能源必須大發(fā)展。中國(guó)政府計(jì)劃到2025年將非水電可再生能源（主要是風(fēng)電、光伏）的發(fā)電占比提升到18%左右，該比例2021年為11.7%。
風(fēng)光電屬于間歇性能源，根據(jù)國(guó)際能源署（IEA）的指導(dǎo)意見(jiàn)，間歇性能源的發(fā)電占比低于15%的時(shí)候，對(duì)電網(wǎng)沖擊較小；占比在15%-25%的時(shí)候，對(duì)電網(wǎng)沖擊較大，需要引入儲(chǔ)能電源來(lái)調(diào)峰調(diào)頻；占比超過(guò)25%，為保證電網(wǎng)穩(wěn)定性，所有電廠都必須配置儲(chǔ)能。
鑒于2025年后中國(guó)風(fēng)光電的發(fā)電占比將繼續(xù)提高，2021年下半年后，各地政府都對(duì)新建風(fēng)光電項(xiàng)目提出了配建儲(chǔ)能的強(qiáng)制性要求，配建比例為項(xiàng)目裝機(jī)容量的10%-20%。
儲(chǔ)能方式包括抽水儲(chǔ)能和新型儲(chǔ)能、熱儲(chǔ)能、氫儲(chǔ)能，其中，抽水儲(chǔ)能占比最大，新型儲(chǔ)能次之，新型儲(chǔ)能中主要是鋰離子電池儲(chǔ)能。
以每GW抽水儲(chǔ)能造價(jià)60億元計(jì)算，按國(guó)家能源局的規(guī)劃，到2030年抽水蓄能電站要新增投資5000億元左右；按實(shí)際建設(shè)規(guī)模，2030年前將新增投資超過(guò)1萬(wàn)億元。
僅2022年頭7個(gè)月，已獲批復(fù)但尚未開(kāi)工的抽水蓄能項(xiàng)目，總投資額已達(dá)6176.9億元，超過(guò)了建國(guó)以來(lái)建成和在建抽水蓄能項(xiàng)目的投資總額。
新型儲(chǔ)能則主要受新能源強(qiáng)制配儲(chǔ)的政策拉動(dòng)，若各地規(guī)劃的項(xiàng)目全部到位，按照新型儲(chǔ)能平均每GW造價(jià)40億元計(jì)算，四年內(nèi)將新增投資1520億元。
與儲(chǔ)能投資大躍進(jìn)不相匹配的是其盈利前景。儲(chǔ)能利潤(rùn)的主要來(lái)源是峰谷電價(jià)差，按目前的價(jià)差，抽水蓄能已經(jīng)能夠盈利，新型儲(chǔ)能則需進(jìn)一步降低自身建設(shè)成本才能突破盈虧平衡點(diǎn)。電價(jià)管制之外，電力市場(chǎng)不完善也制約著儲(chǔ)能的盈利渠道。
去年下半年以來(lái)，政策暖風(fēng)不斷，其中擴(kuò)大電力現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)范圍和允許新型儲(chǔ)能參與電力輔助服務(wù)市場(chǎng)是最重要的兩個(gè)政策。國(guó)海證券估算，到2025年，電力輔助服務(wù)市場(chǎng)的規(guī)模有望達(dá)到1710億元。
抽水蓄能2030年前新增投資過(guò)萬(wàn)億
抽水蓄能就是利用電能將水抽到高處，用電的時(shí)候再放水發(fā)電，它是目前成本最低、應(yīng)用最廣泛的儲(chǔ)能方式。
雖然抽水蓄能項(xiàng)目投資規(guī)模大、建設(shè)周期長(zhǎng)、并且受地形限制，但其發(fā)展速度驚人。
中國(guó)化學(xué)與物理電源行業(yè)協(xié)會(huì)儲(chǔ)能應(yīng)用分會(huì)的數(shù)據(jù)顯示，2021年中國(guó)抽水儲(chǔ)能新增裝機(jī)量同比增長(zhǎng)192%，達(dá)到5.3GW；2022年僅上半年，抽水儲(chǔ)能新增裝機(jī)量就達(dá)到8.01GW。
國(guó)家能源局對(duì)抽水蓄能的規(guī)劃是到2025年裝機(jī)量超過(guò)62GW，2030年達(dá)到120GW，但實(shí)際落地的規(guī)模或許會(huì)遠(yuǎn)超于此。
中國(guó)電力建設(shè)集團(tuán)有限公司董事長(zhǎng)丁焰章2022年6月13日在《人民日?qǐng)?bào)》發(fā)表文章指出，“十四五”期間中國(guó)將實(shí)施雙兩百工程，在全國(guó)200個(gè)市縣開(kāi)工建設(shè)200個(gè)以上抽水蓄能項(xiàng)目，開(kāi)工目標(biāo)是270GW。
2022年7月，國(guó)家能源局相關(guān)負(fù)責(zé)人在接受《中國(guó)能源報(bào)》采訪時(shí)表示，“十四五”可核準(zhǔn)抽水蓄能裝機(jī)規(guī)模270GW，總投資1.6萬(wàn)億元，涉及28個(gè)?。▍^(qū)、市）和新疆生產(chǎn)建設(shè)兵團(tuán)。
抽水蓄能的建設(shè)周期為4年-5年，如果“十四五”期間270GW的開(kāi)工目標(biāo)能夠?qū)崿F(xiàn)，2030年之前即可全部投產(chǎn)，中國(guó)2021年底已有39.8GW的裝機(jī)規(guī)模，加總之后，2030年的總裝機(jī)規(guī)模將超過(guò)300GW。
參考過(guò)往數(shù)據(jù)，中國(guó)每GW抽水儲(chǔ)能的造價(jià)為60億元左右，這意味著2030年之前需要新增投資1.56萬(wàn)億元左右。
“十四五”的時(shí)間段為2021年到2025年，根據(jù)國(guó)際能源網(wǎng)和儲(chǔ)能頭條的不完全統(tǒng)計(jì)，2021年至2022年7月底，已經(jīng)開(kāi)工的抽水蓄能電站為17.6GW，投資1151.96億元，已經(jīng)完成了國(guó)家能源局“十四五”規(guī)劃的絕大部分任務(wù)。
但抽蓄電站的建設(shè)步伐不僅沒(méi)有減緩，反而還在加快。
從2022年初到2022年7月底，已獲批復(fù)但尚未開(kāi)工的抽水蓄能項(xiàng)目有102個(gè)，總裝機(jī)126.9GW，總投資6176.9億元。這7個(gè)月批復(fù)的投資額，超過(guò)了建國(guó)以來(lái)的抽水蓄能的總投資額。
自1958年到2022年7月底，中國(guó)總計(jì)開(kāi)工建設(shè)了91.38GW的抽水蓄能，投資總額為4993.81億元。
抽水蓄能電站投資和運(yùn)營(yíng)的主力軍是電網(wǎng)、電力國(guó)有企業(yè)。
截至2021年底，中國(guó)在運(yùn)抽水蓄能電站中，國(guó)家電網(wǎng)旗下的電站占總裝機(jī)量的64.56%，南方電網(wǎng)占23.2%。從建設(shè)規(guī)劃來(lái)看，國(guó)家電網(wǎng)、南方電網(wǎng)、三峽集團(tuán)的建設(shè)規(guī)模最大。
新能源強(qiáng)制配儲(chǔ)拉動(dòng)新型儲(chǔ)能投資
根據(jù)國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局2021年7月公布的規(guī)劃，新型儲(chǔ)能到2025年裝機(jī)規(guī)模將達(dá)30GW。2022年以來(lái)，部分省份陸續(xù)發(fā)布了各自的新型儲(chǔ)能“十四五”規(guī)劃，加總之后，到2025年全國(guó)裝機(jī)規(guī)模將達(dá)43.7GW。
截至2021年底，全國(guó)新型儲(chǔ)能裝機(jī)規(guī)模為5.76GW，差額37.94GW。
根據(jù)中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)、國(guó)家能源網(wǎng)統(tǒng)計(jì)，2022年上半年，中國(guó)儲(chǔ)能時(shí)長(zhǎng)2小時(shí)的新型儲(chǔ)能項(xiàng)目，工程總承包平均報(bào)價(jià)為每瓦1.81元，折算每GW造價(jià)為36億元左右。2022年8月20到26日，平均報(bào)價(jià)為每瓦2.29元，折算每GW造價(jià)為45.86億元，本文取中間值每GW造價(jià)40億元。
以此計(jì)算，若各地規(guī)劃的項(xiàng)目全部到位，2022年到2025年，中國(guó)的新型儲(chǔ)能將新增投資1520億元。
目前，中國(guó)新型儲(chǔ)能主要是電化學(xué)儲(chǔ)能。根據(jù)中關(guān)村儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟數(shù)據(jù)，2021年中國(guó)電化學(xué)儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)規(guī)模占新型儲(chǔ)能的比例為96.7%。
2021年，中國(guó)電化學(xué)儲(chǔ)能新增裝機(jī)量同比增長(zhǎng)135%；2022年上半年，增長(zhǎng)70.19%，新增裝機(jī)量為0.39GW，只有“十四五”規(guī)劃增長(zhǎng)量的1/10左右。
未來(lái)，新型儲(chǔ)能投資能否如期落地，主要驅(qū)動(dòng)力來(lái)自哪里？
新型儲(chǔ)能主要用于新能源配儲(chǔ)、電源側(cè)輔助服務(wù)、電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能、用戶(hù)側(cè)儲(chǔ)能。中國(guó)電化學(xué)與物理電源行業(yè)協(xié)會(huì)儲(chǔ)能應(yīng)用分會(huì)的數(shù)據(jù)顯示，2022年上半年新型儲(chǔ)能新增裝機(jī)在上述四種應(yīng)用的占比為39%、30%、21%、9%。
其中，電源側(cè)的投資主體主要是分散在各地的火力發(fā)電廠，主體不一，其投資行為及其對(duì)新型儲(chǔ)能的拉動(dòng)程度，目前還看不清楚。
而電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能與電網(wǎng)基本建設(shè)投資相關(guān)。今年中國(guó)電網(wǎng)的投資比前兩年顯著提升，2020年、2021年、2022年上半年，中國(guó)電網(wǎng)基本建設(shè)投資完成額同比增速分別為-6.2%、1.1%、9.9%。但電網(wǎng)投資側(cè)重于特高壓建設(shè)以及抽水蓄能建設(shè)，會(huì)在多大程度上拉動(dòng)新型儲(chǔ)能投資也并不清晰。2022年上半年，中國(guó)電網(wǎng)側(cè)儲(chǔ)能新增裝機(jī)量同比增速為30.52%。
用戶(hù)側(cè)儲(chǔ)能主要指的是工商企業(yè)用戶(hù)安裝新型儲(chǔ)能系統(tǒng)，利用峰谷電價(jià)差套利。但用戶(hù)側(cè)儲(chǔ)能投資主體是工商業(yè)企業(yè)，其投資動(dòng)力受到峰谷電價(jià)差變化的影響，也受到當(dāng)前中國(guó)電力市場(chǎng)體系不完善的限制，目前對(duì)新型儲(chǔ)能的拉動(dòng)力并不強(qiáng)。2022年上半年，中國(guó)用戶(hù)側(cè)新型儲(chǔ)能新增裝機(jī)量同比下滑0.02%。
短期來(lái)看，新能源配儲(chǔ)對(duì)新型儲(chǔ)能投資的拉動(dòng)力最大，2022年上半年該領(lǐng)域新型儲(chǔ)能新增裝機(jī)同比增加128%，增長(zhǎng)趨勢(shì)也非常明確。
一方面，在新能源領(lǐng)域，新型儲(chǔ)能的應(yīng)用獲得了政策的強(qiáng)力支持。
2021年下半年以來(lái)，各地政府陸續(xù)推出政策，將新能源投資與儲(chǔ)能投資相掛鉤，要求新能源項(xiàng)目強(qiáng)制配儲(chǔ)，或在項(xiàng)目審批時(shí)給予評(píng)分傾斜的方式鼓勵(lì)配儲(chǔ)。
大部分省份要求新增的新能源發(fā)電項(xiàng)目配置儲(chǔ)能，比例不低于發(fā)電項(xiàng)目裝機(jī)容量的10%，儲(chǔ)能設(shè)備連續(xù)儲(chǔ)能的時(shí)長(zhǎng)要達(dá)到2小時(shí)以上，內(nèi)蒙古、湖南、河南、廣西等地，要求的配儲(chǔ)比例達(dá)到15%-20%。
另一方面，中國(guó)新能源裝機(jī)量和投資增長(zhǎng)都較快。2022年上半年，中國(guó)風(fēng)電和光伏發(fā)電的累計(jì)裝機(jī)量分別同比增長(zhǎng)17.2%和25.8%，達(dá)到3.42億千瓦和3.37億千瓦。而根據(jù)國(guó)家發(fā)改委和國(guó)家能源局等九部委于2022年6月聯(lián)合印發(fā)的《“十四五”可再生能源發(fā)展規(guī)劃》，到2025年，中國(guó)風(fēng)電和光伏發(fā)電總裝機(jī)容量要達(dá)到12億千瓦以上，比目前增長(zhǎng)一倍。
中國(guó)光伏投資目前正高速增長(zhǎng)。2021年，中國(guó)光伏基本建設(shè)投資完成額同比增長(zhǎng)34.9%，2022年上半年，同比增速大幅度提升到283.6%。
中國(guó)風(fēng)電投資則有所下滑。受到此前搶裝潮提前透支市場(chǎng)的影響，2021年中國(guó)風(fēng)電基本建設(shè)投資完成額同比下滑7.9%，2022年上半年同比下滑31.4%。
但從風(fēng)電行業(yè)招標(biāo)情況來(lái)看，風(fēng)電投資和新增裝機(jī)或?qū)⒂?022年下半年迎來(lái)反彈。根據(jù)東吳證券統(tǒng)計(jì)，2022年上半年，中國(guó)風(fēng)電公開(kāi)招標(biāo)規(guī)模超過(guò)50GW，已接近2021年全年54.15GW的招標(biāo)量，預(yù)計(jì)2022年全年中國(guó)風(fēng)電招標(biāo)量超過(guò)100GW。
總的來(lái)看，隨著新能源發(fā)電機(jī)組加速并網(wǎng)，電化學(xué)儲(chǔ)能新增裝機(jī)也將大幅增加。
目前，新型儲(chǔ)能招標(biāo)量已呈現(xiàn)上升趨勢(shì)。根據(jù)儲(chǔ)能與電力市場(chǎng)統(tǒng)計(jì)，2022年5月、6月、7月新型儲(chǔ)能項(xiàng)目中標(biāo)總規(guī)模分別為0.87GW、0.66GW、0.97GW。根據(jù)長(zhǎng)江證券和國(guó)聯(lián)證券的預(yù)測(cè)，中國(guó)新型儲(chǔ)能全年新增裝機(jī)同比增速可達(dá)132%，裝機(jī)量達(dá)到5GW左右。
抽水蓄能的投資回報(bào)已有保證
無(wú)論是抽水蓄能還是新型儲(chǔ)能，理論上說(shuō)，最基本的盈利模式都是低買(mǎi)高賣(mài)——在低電價(jià)時(shí)段充電，在高電價(jià)時(shí)段賣(mài)出，賺取電價(jià)差。
但中國(guó)電價(jià)受政府管制，電價(jià)很難大幅上漲，各用電大省的政府還都有降低電價(jià)的強(qiáng)需求。
中國(guó)平均電價(jià)也較低。根據(jù)國(guó)家電網(wǎng)數(shù)據(jù)，多年來(lái)中國(guó)平均電價(jià)僅高于35個(gè)OECD國(guó)家中的2個(gè)。
中國(guó)電力市場(chǎng)也還不健全，電價(jià)是雙軌制，分為政府定價(jià)和市場(chǎng)定價(jià)，全國(guó)只有一半電量是通過(guò)市場(chǎng)交易。2021年，中國(guó)市場(chǎng)定價(jià)的電力交易電量3.8萬(wàn)億千瓦時(shí)，占全社會(huì)用電量45.46%；2022年1月-7月，此比例提升到60%。
市場(chǎng)定價(jià)交易分為中長(zhǎng)期交易和現(xiàn)貨交易，以中長(zhǎng)期交易為主，2021年80%的市場(chǎng)交易電量為中長(zhǎng)期交易。中長(zhǎng)期交易按照月內(nèi)多日、月、季、年為周期，根據(jù)供需確定電價(jià)。現(xiàn)貨交易市場(chǎng)則可以開(kāi)展日前、日內(nèi)、實(shí)時(shí)交易，目前正在部分區(qū)域試點(diǎn)。
中國(guó)的另一部分電量則是由政府定價(jià)，包括按照電壓等級(jí)分類(lèi)，按用電類(lèi)別分類(lèi)，兩部制電價(jià)，峰谷分時(shí)電價(jià)。
電價(jià)受控和市場(chǎng)不完善是阻礙儲(chǔ)能發(fā)展的絆腳石。
從抽水蓄能來(lái)看。投資金額大，回收期長(zhǎng)，這導(dǎo)致抽水蓄能電站的投資主體以國(guó)企為主，民企很少。
在發(fā)展過(guò)程中，抽水蓄能也形成了多種運(yùn)營(yíng)模式。包括：電網(wǎng)統(tǒng)一經(jīng)營(yíng)核算、租賃制付費(fèi)模式、兩部制電價(jià)模式。
早期建設(shè)的抽水蓄能電站是電網(wǎng)的附屬。根據(jù)國(guó)家發(fā)改委2004年發(fā)布的《關(guān)于抽水蓄能電站建設(shè)管理有關(guān)問(wèn)題》，中國(guó)的抽水蓄能電站原則上由電網(wǎng)企業(yè)投資建設(shè)和運(yùn)營(yíng)管理，其建設(shè)成本和運(yùn)行成本納入電網(wǎng)運(yùn)行費(fèi)用，統(tǒng)一核定。
2014年以后，抽水蓄能電站逐漸走向市場(chǎng)。國(guó)家發(fā)改委2014年明確抽水蓄能暫行兩部制電價(jià)政策（容量電價(jià)+電量電價(jià)），容量電價(jià)由政府定價(jià)，按照彌補(bǔ)電站固定成本+準(zhǔn)許收益的原則核定；2021年4月明確抽水蓄能的電量電價(jià)以市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)方式形成。
具體來(lái)說(shuō)，有些抽水蓄能電站隸屬于電網(wǎng)，由電網(wǎng)經(jīng)營(yíng)核算；有些獨(dú)立經(jīng)營(yíng)，每年從省電力公司獲取一定的租賃收入，這筆錢(qián)由區(qū)域內(nèi)的發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)企業(yè)和電力用戶(hù)按比例分?jǐn)偝袚?dān)。抽水蓄能電站得到租賃收入后，扣除電站的開(kāi)銷(xiāo)就是盈利。日常，抽水蓄能的用電和發(fā)電既不用花錢(qián)也不收錢(qián)，運(yùn)營(yíng)服務(wù)活動(dòng)聽(tīng)從電力公司安排，為電網(wǎng)提供包括調(diào)峰、調(diào)頻在內(nèi)的各種輔助服務(wù)。
執(zhí)行兩部制電價(jià)的抽水蓄能電站，每年按照裝機(jī)容量獲取容量電價(jià)收入；容量電價(jià)的定價(jià)，按照抽水蓄能電站投資資本金內(nèi)部收益率6.5%核算。
在保證完成電網(wǎng)交給的包括調(diào)峰、調(diào)頻在內(nèi)的各種輔助服務(wù)工作之外，抽水蓄能電站還可以在用電低谷時(shí)利用便宜的電抽水，在用電高峰時(shí)發(fā)電售電，獲得峰谷電價(jià)價(jià)差的收入，也就是電量電價(jià)收入。抽水蓄能電站的容量電價(jià)由政府確定，而電量電價(jià)則由市場(chǎng)確定。
根據(jù)國(guó)家發(fā)改委2021年4月發(fā)布的《關(guān)于進(jìn)一步完善抽水蓄能電站價(jià)格形成機(jī)制的意見(jiàn)》，抽水蓄能的電量電價(jià)，在電力現(xiàn)貨市場(chǎng)運(yùn)行的地方，按照現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格和規(guī)則結(jié)算；在電力現(xiàn)貨市場(chǎng)尚未運(yùn)行的地方，抽水蓄能采購(gòu)電價(jià)按照燃煤發(fā)電基準(zhǔn)價(jià)的75%執(zhí)行，也可通過(guò)競(jìng)爭(zhēng)性招標(biāo)方式形成價(jià)格。
目前，全國(guó)范圍的電價(jià)差已經(jīng)能夠支持抽水蓄能電站盈利。
根據(jù)國(guó)際能源網(wǎng)、金風(fēng)低碳能源設(shè)計(jì)研究院的數(shù)據(jù)，2022年1月-7月，全國(guó)28省區(qū)市的平均峰谷電價(jià)差約為每度電0.7元左右，而抽水蓄能電站的發(fā)電成本約為每度電0.2元-0.3元。
總體來(lái)看，目前中國(guó)抽水蓄能電站還主要依靠容量電價(jià)賺錢(qián)，電量電價(jià)貢獻(xiàn)的利潤(rùn)占比尚低。國(guó)網(wǎng)新源控股運(yùn)營(yíng)的抽水蓄能電站裝機(jī)容量占全國(guó)的2/3左右，據(jù)華創(chuàng)證券測(cè)算，電量電價(jià)給國(guó)網(wǎng)新源控股貢獻(xiàn)的利潤(rùn)，僅占其總利潤(rùn)的15%左右。
新型儲(chǔ)能的盈利模式尚未跑通
價(jià)格方面，從全國(guó)范圍來(lái)看，目前中國(guó)新型儲(chǔ)能中占比最大的磷酸鐵鋰儲(chǔ)能的平均成本為每度電0.6元-0.8元左右，參考2022年1月-7月全國(guó)28省區(qū)市平均每度電0.7元左右的峰谷電價(jià)差，剛能勉強(qiáng)達(dá)到盈虧平衡線（根據(jù)國(guó)際能源網(wǎng)、金風(fēng)低碳能源設(shè)計(jì)研究院數(shù)據(jù)）。
國(guó)家發(fā)改委、國(guó)家能源局在2022年3月發(fā)布的《“十四五”新型儲(chǔ)能發(fā)展實(shí)施方案》中提出，到2025年，電化學(xué)儲(chǔ)能技術(shù)性能要進(jìn)一步提升，系統(tǒng)成本要降低30%以上。
從細(xì)分市場(chǎng)來(lái)看，市場(chǎng)機(jī)制不完善也導(dǎo)致很多問(wèn)題。
一是規(guī)則不明確導(dǎo)致盈利模式不確定。儲(chǔ)能大多與發(fā)電機(jī)組聯(lián)合，用于改善電源的性能，尤其是促進(jìn)新能源消納。但儲(chǔ)能如何參與電網(wǎng)調(diào)度、如何參與輔助服務(wù)市場(chǎng)的規(guī)則不明確，盈利渠道有限，這導(dǎo)致儲(chǔ)能利用率較低，甚至出現(xiàn)儲(chǔ)能設(shè)備“曬太陽(yáng)”的情況。
中國(guó)儲(chǔ)能網(wǎng)2022年6月報(bào)道，多數(shù)新能源建設(shè)單位將儲(chǔ)能視作“包袱”，在設(shè)備采購(gòu)階段，采取“最低價(jià)”中標(biāo)方式壓縮采購(gòu)成本，忽略產(chǎn)品安全和性能，在建設(shè)階段，不考慮儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)的接口設(shè)計(jì)，投產(chǎn)后也大多將儲(chǔ)能空置“曬太陽(yáng)”。
第二，高投資成本無(wú)法通過(guò)提高電價(jià)來(lái)消化。電源側(cè)儲(chǔ)能主要用于為電力系統(tǒng)提供調(diào)峰、調(diào)頻等輔助服務(wù)，其投資和運(yùn)營(yíng)成本主要由電網(wǎng)承擔(dān)，成本疏導(dǎo)困難。
比如長(zhǎng)沙電池儲(chǔ)能電站一期示范項(xiàng)目，由國(guó)家電網(wǎng)投資3.3億元建設(shè)，總規(guī)模60MW/120MWh。此項(xiàng)目于2019年3月投運(yùn)，雖然土地成本免費(fèi)，并且采取了電池租賃的模式，但其全生命周期內(nèi)建設(shè)成本、運(yùn)行成本、運(yùn)行電量損耗費(fèi)用及運(yùn)維成本加總到一起，折合度電成本仍高達(dá)1元。其每年運(yùn)營(yíng)成本高達(dá)5441萬(wàn)元，其每年峰谷電價(jià)差收入僅為1800萬(wàn)元，項(xiàng)目年虧損約3281萬(wàn)元。
第三，在用戶(hù)側(cè)，儲(chǔ)能主要用于與工商業(yè)用戶(hù)聯(lián)動(dòng)，通過(guò)峰谷電價(jià)差獲得收益，收入較單一，并且容易受到工商業(yè)用戶(hù)停工影響。
比如，珠海瓦特電力設(shè)備有限公司某2MW/4MWh的用戶(hù)側(cè)儲(chǔ)能電站，安裝在工商業(yè)用戶(hù)側(cè)，與用戶(hù)合作運(yùn)營(yíng)并共享收益。如果用戶(hù)每年用1200度電，儲(chǔ)能電站可以通過(guò)峰谷電價(jià)差獲得155萬(wàn)元的收入，另外可以獲得電網(wǎng)給予的55.6萬(wàn)元需求側(cè)響應(yīng)收入。
但這種模式下，一旦用戶(hù)用電量波動(dòng)，儲(chǔ)能電站的收益也將隨之波動(dòng)。
例如，2017年到2019年間，浙江南都電源動(dòng)力股份有限公司（300068.SZ 下稱(chēng)南都電源）在江蘇鎮(zhèn)江化工園區(qū)投資建設(shè)了6個(gè)儲(chǔ)能電站，但江蘇省2020年11月出臺(tái)政策清理低端低效和安全環(huán)保不能穩(wěn)定達(dá)標(biāo)的企業(yè)，用戶(hù)用電量突然下降，導(dǎo)致電站在2021年1-2月出現(xiàn)了嚴(yán)重電量消納不足、收益下降，南都電源只好對(duì)儲(chǔ)能電站進(jìn)行資產(chǎn)減值。
政策暖風(fēng)頻吹
中國(guó)政府已經(jīng)意識(shí)到上述問(wèn)題，陸續(xù)發(fā)布了若干解決問(wèn)題的政策。
第一，拉大峰谷電價(jià)差，提升儲(chǔ)能盈利能力。
國(guó)家發(fā)改委2021年7月發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步完善分時(shí)電價(jià)機(jī)制的通知》，要求各地結(jié)合實(shí)際情況在峰谷電價(jià)的基礎(chǔ)上推行尖峰電價(jià)機(jī)制，尖峰電價(jià)在峰段電價(jià)基礎(chǔ)上上浮比例原則上不低于20%。根據(jù)北極星電力網(wǎng)統(tǒng)計(jì)，2022年7月1日起，全國(guó)有27個(gè)省市開(kāi)始執(zhí)行尖峰電價(jià)。
第二，擴(kuò)大電力現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)范圍。
現(xiàn)貨市場(chǎng)能夠讓價(jià)格隨供需和成本實(shí)時(shí)波動(dòng)起來(lái)，有利于儲(chǔ)能靈活捕捉每天的峰谷電價(jià)差。
沒(méi)有現(xiàn)貨市場(chǎng)，意味著電價(jià)在月內(nèi)多日、月、季、年的時(shí)間周期內(nèi)固定不變，電價(jià)無(wú)法靈活反映發(fā)電成本的變化。有了現(xiàn)貨市場(chǎng)，電價(jià)能及時(shí)體現(xiàn)每天、每個(gè)小時(shí)的發(fā)電成本和用電的緊迫程度，讓儲(chǔ)能更好的盈利。
比如，在執(zhí)行電力現(xiàn)貨交易的山東省，2022年4月出現(xiàn)了22天的負(fù)電價(jià)，因?yàn)闀r(shí)段內(nèi)新能源發(fā)電量大漲，而用電需求并不旺盛，山東省的獨(dú)立儲(chǔ)能電站就實(shí)現(xiàn)了以負(fù)電價(jià)充電的情況。
中國(guó)于2017年敲定首批電力現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)，包括南方電網(wǎng)轄區(qū)（廣東起步）、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅，并于2019年6月底全面啟動(dòng)模擬試運(yùn)行。
第二批電力現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)于2021年4月敲定，包括上海、江蘇、安徽、遼寧、河南、湖北，其模擬交易已分別于2022年1月到8月間啟動(dòng)。
省間現(xiàn)貨交易于2022年6月在南方電網(wǎng)啟動(dòng)試運(yùn)行，實(shí)現(xiàn)由廣東到云南、貴州、廣西、海南的電力現(xiàn)貨市場(chǎng)跨區(qū)跨省交易。
國(guó)家發(fā)改委和國(guó)家能源局2022年1月發(fā)布《關(guān)于加快建設(shè)全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系指導(dǎo)意見(jiàn)》，提出到2025年，全國(guó)統(tǒng)一電力市場(chǎng)體系初步建成，電力中長(zhǎng)期、現(xiàn)貨、輔助服務(wù)市場(chǎng)一體化設(shè)計(jì)、聯(lián)合運(yùn)營(yíng)，跨省跨區(qū)資源市場(chǎng)化配置和綠色電力交易規(guī)模顯著提高。這對(duì)理順儲(chǔ)能的交易機(jī)制和價(jià)格機(jī)制將大有助益。
第三，減成本，加補(bǔ)貼。
根據(jù)國(guó)家發(fā)改委、能源局2022年6月《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)和調(diào)度運(yùn)用的通知》，獨(dú)立儲(chǔ)能電站向電網(wǎng)送電，減免其充電電量的輸配電價(jià)和政府性基金及附加。這可以讓新型儲(chǔ)能的度電成本降低0.1-0.2元左右（根據(jù)金風(fēng)低碳能源設(shè)計(jì)研究院數(shù)據(jù)）。
2022年9月2日，山東省發(fā)改委、山東省能源局、國(guó)家能源局山東監(jiān)管辦公室聯(lián)合印發(fā)了《關(guān)于促進(jìn)山東省新型儲(chǔ)能示范項(xiàng)目健康發(fā)展的若干措施》，提出給予新型儲(chǔ)能容量補(bǔ)償，其補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)暫按電力市場(chǎng)規(guī)則中獨(dú)立儲(chǔ)能月度可用容量補(bǔ)償標(biāo)準(zhǔn)的2倍執(zhí)行。
根據(jù)北極星電力網(wǎng)統(tǒng)計(jì)，自2018年到2022年8月初，已經(jīng)有24省市明確提出對(duì)儲(chǔ)能的投資和運(yùn)營(yíng)發(fā)放補(bǔ)貼。
第四，對(duì)儲(chǔ)能設(shè)備運(yùn)行加強(qiáng)監(jiān)管。比如，國(guó)家能源局江蘇監(jiān)管辦公室于2022年8月15日發(fā)布的《江蘇電力并網(wǎng)運(yùn)行管理實(shí)施細(xì)則》，就明確要求儲(chǔ)能電站必須服從調(diào)度機(jī)構(gòu)的調(diào)度管理，對(duì)擅自調(diào)整儲(chǔ)能電站的啟停和充放電切換模式的行為，處以罰款10萬(wàn)元。
第五，明確新能源配儲(chǔ)參與市場(chǎng)的規(guī)則。
發(fā)改委、國(guó)家能源局在2022年6月的通知中指出，以配建形式存在的新型儲(chǔ)能項(xiàng)目，可以將容量一分為二，一部分用來(lái)服務(wù)新能源發(fā)電，在完成站內(nèi)計(jì)量、控制等相關(guān)系統(tǒng)改造并符合相關(guān)技術(shù)要求情況下，與所配建的其他類(lèi)型電源聯(lián)合，并視為一個(gè)整體，保證新能源消納利用；另一部分可以視作獨(dú)立容量，參與電力市場(chǎng)。滿足相關(guān)技術(shù)條件、符合相關(guān)要求，并且具有法人資格的新型儲(chǔ)能項(xiàng)目，可轉(zhuǎn)為獨(dú)立儲(chǔ)能。（涉及風(fēng)光水火儲(chǔ)多能互補(bǔ)一體化的儲(chǔ)能項(xiàng)目除外）
第六，打開(kāi)輔助服務(wù)市場(chǎng)的大門(mén)。
從全國(guó)范圍來(lái)看，電力輔助服務(wù)實(shí)質(zhì)上是一種計(jì)劃調(diào)度，并非完全市場(chǎng)行為，但其潛在市場(chǎng)空間到2025年可達(dá)到1710億元，目前，政策正向新型儲(chǔ)能打開(kāi)輔助服務(wù)市場(chǎng)的大門(mén)，以提升新型儲(chǔ)能的盈利能力。
電力輔助服務(wù)是參與主體為維護(hù)電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定運(yùn)行，保證電能質(zhì)量，在除了正常電能生產(chǎn)、傳輸、使用之外，響應(yīng)電力調(diào)度指令所提供的服務(wù)。
根據(jù)修訂后的《電力輔助服務(wù)管理辦法》，其服務(wù)品種包括有功平衡服務(wù)、無(wú)功平衡服務(wù)、事故應(yīng)急及恢復(fù)服務(wù)。
根據(jù)國(guó)家能源局統(tǒng)計(jì)，目前中國(guó)電力輔助服務(wù)費(fèi)用約占全社會(huì)總電費(fèi)的1.5%，約750億元左右。國(guó)海證券估算，到2025年輔助市場(chǎng)規(guī)?？烧既鐣?huì)總電費(fèi)的3%，約1710億元。
2021年12月21日，國(guó)家能源局修訂發(fā)布了《電力輔助服務(wù)管理辦法》，擴(kuò)大了輔助服務(wù)提供的主體。此前的主體只是并網(wǎng)發(fā)電廠，但修訂后，新型儲(chǔ)能、自備電廠、傳統(tǒng)高載能工業(yè)負(fù)荷、工商業(yè)可中斷負(fù)荷、電動(dòng)汽車(chē)充電網(wǎng)絡(luò)、聚合商、虛擬電廠，也都被認(rèn)定為輔助服務(wù)提供的主體。
“相當(dāng)于打開(kāi)了大門(mén)，以前是發(fā)電廠、電網(wǎng)自己玩，外人很難參與，現(xiàn)在新型儲(chǔ)能也可以進(jìn)入市場(chǎng)賺錢(qián)了?！北本┢漳苁兰o(jì)科技有限公司亞太區(qū)銷(xiāo)售經(jīng)理匡楨仁對(duì)《財(cái)經(jīng)十一人》說(shuō)。
某些省份還發(fā)布了偏向于儲(chǔ)能的執(zhí)行政策。例如，國(guó)家能源局云南能源監(jiān)管辦公室2022年8月發(fā)布《云南黑啟動(dòng)輔助服務(wù)市場(chǎng)交易規(guī)則（征求意見(jiàn)稿）》，明確具備條件的儲(chǔ)能可自主參與黑啟動(dòng)輔助服務(wù)市場(chǎng)，如果多個(gè)市場(chǎng)主體申報(bào)價(jià)格相同，首先出清儲(chǔ)能。（黑啟動(dòng)時(shí)輔助服務(wù)的一種，指在電力系統(tǒng)因故障停運(yùn)后，放電帶動(dòng)無(wú)自啟動(dòng)能力的發(fā)電機(jī)組啟動(dòng)的服務(wù)）
另外，貴州、重慶、廣東、廣西、江蘇、北京也分別于6月到8月間，發(fā)布了鼓勵(lì)儲(chǔ)能參與輔助服務(wù)市場(chǎng)的相關(guān)文件。
具體的執(zhí)行辦法也開(kāi)始陸續(xù)發(fā)布。9月2日，浙江省發(fā)布了《2022年浙江省第三方獨(dú)立主體參與電力輔助服務(wù)結(jié)算試運(yùn)行方案（征求意見(jiàn)稿）》，明確了新型儲(chǔ)能在現(xiàn)貨市場(chǎng)中參與輔助服務(wù)的規(guī)則，包括：新型儲(chǔ)能可以提供的服務(wù)是旋轉(zhuǎn)備用、削峰調(diào)峰、填谷調(diào)峰；以市場(chǎng)化形式開(kāi)展，日前申報(bào)、出清，日內(nèi)調(diào)用；參與旋轉(zhuǎn)備用服務(wù)的儲(chǔ)能，可以獲得調(diào)用容量補(bǔ)償和中標(biāo)容量補(bǔ)償兩個(gè)收入（類(lèi)似于抽水蓄能的容量電價(jià)和電量電價(jià)）。
這六條針對(duì)性的政策調(diào)整，將明顯改善儲(chǔ)能投資的回報(bào)前景。
附錄：五種“非主流”儲(chǔ)能技術(shù)
儲(chǔ)能存在多種技術(shù)路線，目前的主流技術(shù)路線是抽水蓄能和鋰離子電池儲(chǔ)能。
截至2021年底，抽水蓄能裝機(jī)量占儲(chǔ)能裝機(jī)總量的86.3%，未來(lái)計(jì)劃投資的規(guī)模也最大；鋰離子電池儲(chǔ)能占儲(chǔ)能裝機(jī)總量的11.2%，是新型儲(chǔ)能的主要形態(tài)，但存在安全性不足的缺點(diǎn)。
大量的鋰離子電池堆砌在一起，容易出現(xiàn)安全事故。根據(jù)光大證券的統(tǒng)計(jì)，從2011年1月到2022年4月，全球總計(jì)發(fā)生34起儲(chǔ)能電站爆炸事件，其中32起是鋰電池。
2022年6月29日，國(guó)家能源局在《防止電力生產(chǎn)事故的二十五項(xiàng)重點(diǎn)要求（2022版）（征求意見(jiàn)稿）》提出：“中大型化學(xué)儲(chǔ)能電站不得選用三元鋰電池、鈉硫電池，不宜選用梯次利用動(dòng)力電池”。
這意味著其他儲(chǔ)能技術(shù)有可能搶占鋰離子電池的份額，在儲(chǔ)能市場(chǎng)占據(jù)一席之地，甚至成為主流。
以下是五種主要的“非主流”儲(chǔ)能技術(shù)路線。
1. 壓縮空氣儲(chǔ)能：需要特定地質(zhì)條件
根據(jù)中關(guān)村儲(chǔ)能產(chǎn)業(yè)技術(shù)聯(lián)盟數(shù)據(jù)（下同），截至2021年底，中國(guó)壓縮空氣儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)為0.18GW。
壓縮空氣儲(chǔ)能的原理是，利用電能把空氣壓縮到鹽穴、金屬礦井、油氣井、煤礦井或壓力容器中；用電的時(shí)候釋放壓縮空氣，推動(dòng)空氣透平膨脹機(jī)發(fā)電。
圖片
壓縮空氣儲(chǔ)能的優(yōu)點(diǎn)是自放電率低，日常運(yùn)營(yíng)成本低，設(shè)備使用壽命長(zhǎng)，缺點(diǎn)是投資成本高，受限于密封洞穴的地質(zhì)條件。
2022年5月26日，中國(guó)第一個(gè)壓縮空氣儲(chǔ)能?chē)?guó)家示范項(xiàng)目江蘇金壇鹽穴壓縮空氣儲(chǔ)能電站正式并網(wǎng)投產(chǎn)，這是由中國(guó)華能、中鹽集團(tuán)、清華大學(xué)、三維化工等多家產(chǎn)學(xué)研單位，經(jīng)過(guò)十年研發(fā)、兩年建設(shè)完工的獨(dú)立儲(chǔ)能電站，一期儲(chǔ)能裝機(jī)60MW，遠(yuǎn)期規(guī)劃1000MW。
《財(cái)經(jīng)十一人》根據(jù)儲(chǔ)能頭條的數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)整理，5省范圍內(nèi)壓縮空氣儲(chǔ)能電池的示范項(xiàng)目如下：
2. 熔融鹽儲(chǔ)能：對(duì)材料要求高
截至2021年底，中國(guó)熔融鹽儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)為0.55GW。
熔鹽是鹽類(lèi)（堿金屬、堿土金屬的鹵化物、硝酸鹽、硫酸鹽）熔化后形成的熔融體，是一種優(yōu)良的傳熱儲(chǔ)熱介質(zhì)。熔融鹽儲(chǔ)能的原理，就是利用電能加熱熔鹽，需要用電的時(shí)候，再利用高溫熔鹽與水換熱，產(chǎn)生水蒸氣驅(qū)動(dòng)渦輪機(jī)發(fā)電。
熔融鹽儲(chǔ)能成本低、壽命長(zhǎng)，但容易發(fā)生液體泄漏，并且對(duì)蓄熱裝置材料抗腐蝕要求高。
2022年，多個(gè)省份公布了計(jì)劃建設(shè)的新型儲(chǔ)能示范項(xiàng)目名單，其中，浙江省、山東省、河北省、山西省、青海省的名單中披露了項(xiàng)目的技術(shù)路線，《財(cái)經(jīng)十一人》根據(jù)儲(chǔ)能頭條的數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)整理，5省范圍內(nèi)熔融鹽儲(chǔ)能示范項(xiàng)目如下：
3. 釩液流電池：適合大規(guī)模儲(chǔ)能，但原材料成本高
截至2021年底，中國(guó)釩液流電池儲(chǔ)能累計(jì)裝機(jī)為0.05GW。
釩液流電池儲(chǔ)能的原理是，利用釩氧化物與電極接觸發(fā)生電化學(xué)反應(yīng)，讓化學(xué)能轉(zhuǎn)化為電能，或者讓電能轉(zhuǎn)化為化學(xué)能，通過(guò)外接的泵，將儲(chǔ)存在儲(chǔ)罐內(nèi)的釩氧化物電解液運(yùn)輸至電池堆內(nèi)，進(jìn)行電化學(xué)反應(yīng)，之后再循環(huán)流動(dòng)回到儲(chǔ)罐，形成閉合回路，從而實(shí)現(xiàn)充電和放電的過(guò)程。
釩電池可擴(kuò)展性好，只要增加電解液就可以增加額外裝機(jī)容量，并且其安全性較好，因此其較適合大規(guī)模儲(chǔ)能。申銀萬(wàn)國(guó)、光大證券、浙商證券認(rèn)為，2025年前后，中國(guó)釩液流電池儲(chǔ)能年新增裝機(jī)量可達(dá)到2.13-3.5GW。
但其最大的弱點(diǎn)是售價(jià)較高，按照目前的價(jià)格，其總成本的一半都需要用來(lái)購(gòu)買(mǎi)釩氧化物電解液，導(dǎo)致目前其綜合售價(jià)比鋰離子電池儲(chǔ)能貴一倍。
但在實(shí)際應(yīng)用中，可采用融資租賃的模式降低買(mǎi)家支付壓力。比如，中國(guó)普能推出電解液融資租賃的模式，讓買(mǎi)家不必一次性支付電解液的購(gòu)買(mǎi)費(fèi)用，而是每年支付少量租金，使釩電池儲(chǔ)能的售價(jià)降低到與鋰離子電池儲(chǔ)能相同的水平。
2022年8月，投資20億元的大連100MW/400MWh釩液流儲(chǔ)能調(diào)峰電站正式并入遼寧電網(wǎng)，進(jìn)行最后的調(diào)試，預(yù)計(jì)9月底投入商業(yè)運(yùn)營(yíng)。這是國(guó)家能源局批準(zhǔn)建設(shè)的首個(gè)國(guó)家級(jí)大型化學(xué)儲(chǔ)能示范項(xiàng)目，也全球最大的釩液流電池儲(chǔ)能電站。
《財(cái)經(jīng)十一人》根據(jù)儲(chǔ)能頭條的數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)整理，5省范圍內(nèi)釩液流電池儲(chǔ)能的示范項(xiàng)目如下：
4. 鐵鉻液流電池：釩電池的挑戰(zhàn)者
鐵鉻液流電池儲(chǔ)能原理與釩液流電池儲(chǔ)能類(lèi)似，最大的區(qū)別是所用的電解液材料是鐵和鉻，成本比釩低。根據(jù)西部證券的數(shù)據(jù)，在其他硬件條件不變的情況下，釩氧化物電解液占釩液流電池儲(chǔ)能成本的一半，鐵鉻材料僅占鐵鉻液流電池的9%。
目前，鐵鉻液流電池儲(chǔ)能在中國(guó)應(yīng)用還較少，《財(cái)經(jīng)十一人》根據(jù)儲(chǔ)能頭條的數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)整理，5省范圍內(nèi)鐵鉻液流電池儲(chǔ)能的示范項(xiàng)目如下：
5. 飛輪儲(chǔ)能：?jiǎn)?dòng)速度快，與其他儲(chǔ)能搭配使用
截至2021年底，飛輪儲(chǔ)能在中國(guó)累計(jì)裝機(jī)容量為0.01GW。
飛輪儲(chǔ)能利用低摩擦環(huán)境中高速旋轉(zhuǎn)的轉(zhuǎn)子來(lái)存儲(chǔ)能量。其原理是，利用電能加速飛輪，將電能轉(zhuǎn)化為機(jī)械能儲(chǔ)存，需要用電時(shí)，飛輪帶動(dòng)發(fā)電機(jī)組，將機(jī)械能轉(zhuǎn)化為電能。
飛輪儲(chǔ)能的優(yōu)點(diǎn)是能量密度高、啟動(dòng)速度快，但缺點(diǎn)是放電時(shí)間短。比如數(shù)據(jù)中心突然斷電，需要儲(chǔ)能系統(tǒng)快速啟動(dòng)，以免造成數(shù)據(jù)丟失，就適合飛輪儲(chǔ)能，但飛輪儲(chǔ)能只能供電十幾秒鐘，需要與其他儲(chǔ)能配合使用。
《財(cái)經(jīng)十一人》根據(jù)儲(chǔ)能頭條的數(shù)據(jù)統(tǒng)計(jì)整理，5省范圍內(nèi)飛輪儲(chǔ)能的示范項(xiàng)目如下：
