中國儲能網(wǎng)訊：一、2023年1-6月儲能項目投運總覽
2023年上半年，新型儲能領(lǐng)域欣欣向榮，新型儲能裝機規(guī)模呈爆發(fā)式增長，半年投運儲能項目裝機總規(guī)模已超2022年全年總和。據(jù)不完全統(tǒng)計，2023年1-6月共有159個儲能項目投運，包括154個新型儲能項目以及5個抽水蓄能項目，新型儲能項目投運裝機規(guī)模達7.05GW/14.66GWh，遠(yuǎn)超2021年、2022年同時間段儲能項目投運裝機量，其中電化學(xué)儲能項目共計投運143個，投運裝機規(guī)模為6.93GW/14.58GWh，占比98.3%；非電化學(xué)儲能項目共11個，投運裝機規(guī)模為120.73MW，占比1.7%，包括8個飛輪儲能項目（34.23MW）、2個超級電容儲能項目（6.5MW）以及1個熔鹽儲熱項目（80MWh）。抽水蓄能裝機規(guī)模為1500MW，共計4個抽水蓄能電站的5臺機組于上半年相繼投入運行。
圖1 2023年1-6月新增儲能投運項目裝機功率占比
由圖2可見，不同于2022年較2021年上半年儲能項目個數(shù)及裝機規(guī)模的平緩增長，2023年上半年新型儲能裝機功率從數(shù)量上較前兩年翻倍增長，多達154個，而2023年裝機功率更是較去年同期（581.9MW）同比增長1111.73%，總規(guī)模高達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，政策與項目投資并行，各個省份積極探索適合本地的儲能應(yīng)用場景，擬建設(shè)項目達到一定基數(shù)，那么2023年上半年新型儲能項目井噴式的并網(wǎng)投運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后，2023年上半年上游原料市場價格趨于正常，這也讓儲能項目電池成本有所下降，有利于儲能系統(tǒng)的采購和儲能項目的規(guī)劃建設(shè)。政策方面，一是各個省份強制/鼓勵配儲、儲能補貼政策早已施行，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在2022年12月的余熱慢慢冷卻之后，裝機規(guī)模增長趨于平緩，而第二季度儲能項目投運規(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月新型儲能投運裝機規(guī)模更是達到了2924.53MW，環(huán)比增長206.86%。
圖2 近三年1-6月新型儲能裝機功率同比增長圖
圖3 2023年1-6新型儲能裝機規(guī)模同比增長圖
（一）電化學(xué)儲能項目分析
2023年1-6月電化學(xué)儲能投運項目共143個，裝機規(guī)模為6.93GW/14.58GWh。其中磷酸鐵鋰儲能項目高達133個，裝機規(guī)模為6.848GW/13.798GWh；液流電池儲能項目共6個，裝機規(guī)模為10.1MW/56.1MWh；鉛炭電池儲能項目2個，裝機規(guī)模為70.66MW/721.06MWh；鈉鹽儲能電池1個，裝機規(guī)模為1MW/4MWh；鉛酸電池儲能項目1個，裝機規(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)儲能項目裝機規(guī)模遙遙領(lǐng)先，總規(guī)模達到2.31GW/4.83GWh，項目個數(shù)占比達37.8%，一方面，山東、安徽兩地政策推動電網(wǎng)側(cè)獨立儲能項目和集中式共享儲能項目的建設(shè)，建設(shè)規(guī)模大，100MW級的電網(wǎng)側(cè)儲能項目共12個，另一方面，浙江、江蘇兩省工商業(yè)用電量大，峰谷差價相對較高，且第三方獨立主體參與輔助服務(wù)市場施行試點早，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)儲能項目（21個）投運。西北區(qū)域總裝機規(guī)模為1.69GW/3.98GWh，在寧夏、甘肅多個電網(wǎng)側(cè)百兆瓦級儲能電站以及新疆多個新能源側(cè)配儲項目投運的加持下，一躍成為電化學(xué)儲能裝機規(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)域儲能投運規(guī)模top3，2023年1-6月份，湖南省共投運12個儲能項目，裝機規(guī)模高達1.2GW，均是100MW大型儲能項目。華北區(qū)域，在多個內(nèi)蒙古電化學(xué)儲能項目并網(wǎng)投運的基礎(chǔ)上，5月，山西大同兩個典型百兆瓦級儲能項目的投運也讓華北區(qū)域新增裝機規(guī)模穩(wěn)定在了區(qū)域top4，達1.29GW/2.56GWh，兩個項目分別為國內(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規(guī)模遙遙領(lǐng)先，達到1.2GW的規(guī)模，安徽寧夏和內(nèi)蒙則緊隨其后，裝機規(guī)模均超過0.7GW，相差無幾。在這些省份投運的電化學(xué)儲能項目中，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，大型儲能電站項目占據(jù)總裝機規(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目投運的身影，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)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》，鼓勵新能源場站和配建儲能聯(lián)合參與市場，儲能可作為獨立主體、可與配建電源聯(lián)合、可部分聯(lián)合部分獨立，參與電力市場交易。該政策還從價格上明確獨立儲能電站向電網(wǎng)送電時，充電電量不承擔(dān)輸配電價和政府性基金及附加，降低了獨立儲能的運營成本。由于多地強制配儲政策的施行，在新能源發(fā)電項目配儲會增加成本，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，在上游原材料的價格逐漸恢復(fù)正常穩(wěn)定后，獨立共享儲能電站會擁有更好的經(jīng)濟性。
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)于促進我省新型儲能示范項目健康發(fā)展的若干措施》的通知，指出新型儲能示范項目可以作為獨立主體可參與電力現(xiàn)貨市場，并且鼓勵發(fā)展大型獨立儲能電站，2022年末山東多個百兆瓦級儲能電站順利投運；2023年《2023年全省能源工作指導(dǎo)意見》指出到2023年底，新型儲能裝機規(guī)模達到200萬千瓦以上，提出2025年全省新型儲能項目裝機總體目標(biāo)。2023年上半年，山東百兆瓦級大型儲能項目依舊火熱，共投運8個百兆瓦及以上電網(wǎng)側(cè)儲能電站，占總裝機規(guī)模的67%。
一方面，強制配置儲能政策的施行，使得容量租賃具有政策強制性，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)電項目配置新型儲能試點工作的通知》，通知明確湖南省內(nèi)風(fēng)電、集中式光伏發(fā)電項目應(yīng)分別按照不低于裝機容量的15%、5%比例(儲能時長2小時)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，基本明確獨立儲能電站參與輔助服務(wù)的獲利規(guī)則?？梢钥闯龊鲜—毩δ茈娬疽呀?jīng)具備商業(yè)投資價值，2023年上半年，湖南省共投運12個儲能項目，裝機規(guī)模均為100MW/200MWh的電網(wǎng)側(cè)儲能項目，大型獨立儲能項目已在湖南省掀起波瀾。
在政策的推動下，安徽和寧夏可謂是延續(xù)了2022年下半年的勢頭，2023年上半年有多個百兆瓦級大型儲能電站項目投運，其中安徽阜陽風(fēng)光配儲項目、安徽樅陽260MW電網(wǎng)側(cè)儲能項目以及華潤海原儲能電站項目裝機規(guī)模都達到了200MW。
與top前4不同的是，內(nèi)蒙古自治區(qū)投運的儲能項目則以新能源側(cè)儲能項目為主，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)項目儲能規(guī)模合計占比達98%，其中電網(wǎng)側(cè)儲能項目共投運59個，裝機規(guī)模為4.77GW/9.58GWh，包括17個共享儲能項目。電源側(cè)儲能項目共投運42個，裝機規(guī)模為2.02GW/4.55GWh，其中大部分為新能源側(cè)儲能項目，共38個。用戶側(cè)儲能項目主要來自浙江、江蘇和山東， 2023年1-6月裝機規(guī)模僅有137.5MW/452.5MWh，但項目個數(shù)與網(wǎng)側(cè)、源側(cè)項目相當(dāng)， 達到42個，其中浙江省用戶側(cè)儲能項目多達11個。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》和《2020年浙江省深化電力體制改革工作要點》中，浙江省就強調(diào)了堅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，分時電價政策的施行，讓浙江省峰谷差價變大，加之多個儲能補貼政策的施行，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)儲能裝機規(guī)模
圖7 2023年1-6月各應(yīng)用場景電化學(xué)儲能裝機規(guī)模占比分布
4、按儲能技術(shù)分析
2023年1-6月投運/并網(wǎng)的電化學(xué)儲能項目中，共有133個磷酸鐵鋰項目，裝機規(guī)模達6848MW，占比高達98.81%；液流電池儲能項目6個，裝機規(guī)模為10.1MW/56.1MWh；鉛炭電池儲能項目共2個，裝機規(guī)模為70.66MW/721.06MWh；鈉鹽電池儲能和鉛酸電池儲能項目各1個，裝機規(guī)模分別為1MW4MWh和0.46MWh。從2023年1-6月投運的新型儲能項目中看，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)新型儲能項目
2023年1-6月份非電化學(xué)新型儲能項目較少，共投運飛輪儲能項目8個，裝機規(guī)模為34.23MW，超級電容項目2個，裝機規(guī)模為6.5MW，熔鹽儲熱項目1個，裝機容量為80MWh。
表1 2023年1-6月非電化學(xué)新型儲能項目統(tǒng)計
（三）抽水蓄能項目
2023年1-6月共有5個抽水蓄能項目投運，合計1500MW，分別是河南天池抽水蓄能電站首臺機組、2號機組、福建永泰抽水蓄能電站4號機組、河北豐寧抽水蓄能電站5號機組以及山東文登抽水蓄能電站3號機組，其中福建永泰抽水蓄能電站4號機組的正式投產(chǎn)發(fā)電，標(biāo)志著福建省屬國有企業(yè)自主建設(shè)、自主運營的首個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匯總
表3 2022年1-6月抽水蓄能電站投運匯總
