中國儲能網(wǎng)訊：一、2023年1-4月儲能項目投運總覽
2023年轉眼已經(jīng)來到5月份，過去四個月，新型儲能項目發(fā)展依舊來勢洶洶，新型儲能項目投運的消息不斷，據(jù)不完全統(tǒng)計，2023年1-4月共有77個新型儲能項目（2.535GW）和3個抽水蓄能項目（900MW）投運，共計3.435GW。其中電化學儲能項目共73個，裝機規(guī)模達2.523GW/5.037GWh；非電化學新型儲能項目共4個，其中飛輪儲能項目3個，裝機規(guī)模為7.2MW，超級電容項目1個，裝機規(guī)模為5MW。
由圖1可見，2023年1-4月新型儲能裝機功率從數(shù)量和體量上較前兩年都有較大增長，裝機功率較去年同期（374.4MW）同比增長577.1%，總規(guī)模達到2535.07MW。
究其原因，一方面，2023Q1階段新型儲能項目投運本應處于比較冷清的階段，項目投運規(guī)模較其他階段應有明顯的差距，但由于2022年新型儲能的大力發(fā)展，且近半成新型儲能項目集中在12月進入最后沖刺階段，2023年1月新型儲能超600MW的投運規(guī)模不僅遠超同期，也比2、3月份裝機功率要高，明顯乘上了2022年底的余熱，之后的2-3月在預期內也迎來了小回落，到4月份重新迎來了新型儲能裝機投運規(guī)模的攀升。
另一方面，2022年開始，大儲逐漸流行，尤其是電網(wǎng)側獨立儲能電站和集中式共享儲能電站逐漸成為建設的主流。在2023年1-4月期間，100MW及以上規(guī)模的新型儲能電站共計15個，總裝機功率達到1606.5MW，占總裝機規(guī)模的63.68%，為2023年1-4月的新型儲能投運裝機貢獻了主要力量，而2021年和2022年1-4月份僅有2個100兆瓦級新型儲能電站項目并網(wǎng)投運，在數(shù)量上和2023年有明顯差距。
（一）電化學儲能項目分析
2023年1-4月電化學儲能投運項目共73個，裝機規(guī)模為2.523GW/5.037GWh。其中磷酸鐵鋰儲能項目高達69個，裝機規(guī)模為2.52GW/5.019GWh；液流電池儲能項目共4個，裝機規(guī)模為3.1MW/18.1MWh。
1、按區(qū)域分布分析
由圖2可知，大部分區(qū)域均有累計100MW以上規(guī)模儲能項目投運，其中華東、西北和華北區(qū)域儲能規(guī)模分列前三，占總規(guī)模的78.5%，分別為814.94MW、623.6MW以及541.55MW。華東區(qū)域1-4月投運儲能項目規(guī)模最大，達814.94MW/1514.2MWh，總數(shù)也最多，共26個。西北區(qū)域共有9個電化學儲能項目投運，儲能規(guī)模為623.6MW/1447.1MWh，可以看到，西北區(qū)域總裝機功率較華東區(qū)域少近1/4，但總裝機容量卻相差無幾，一方面在于兩區(qū)域之間應用場景的差異，華東區(qū)域應用場景比較多樣化，但用戶側儲能項目占據(jù)相當一部分比例；另一方面便是西北區(qū)域項目多為大型儲能項目，儲能時長基本為2小時及以上，因此裝機容量相對較高。華北區(qū)域電化學儲能項目投運規(guī)模位居第3，項目個數(shù)多達15個，裝機規(guī)模為541.55MW/1048.3MWh，與第一季度內蒙古獨占鰲頭不同，4月份河北和山西兩省多個電化學儲能項目也相繼投運，且各有一個100MW級共享儲能項目投運。
2、按省份分布分析
由圖5可知，2023年1-4月份共有13個省份電化學儲能項目裝機規(guī)模達到100MW，依次是山東、內蒙古、甘肅、安徽、寧夏、湖南、廣東、新疆、湖北、山西、福建、浙江和河北。其中山東和內蒙古裝機規(guī)模分別為381MW和316MW，從規(guī)模和數(shù)量總體上講，在各省份中遙遙領先，山東共有山東沂水300MW/600MWh儲能示范項目一期和萊北華電獨立儲能電站2個100MW級電網(wǎng)側儲能項目投運；同樣得益于兩個100MW級儲能項目的投運，甘肅電化學儲能裝機規(guī)模位列各省份第3位，其中由中國能建西北院設計的330千伏建航儲能電站一期工程最為惹眼，它是目前全國電壓等級最高的儲能電站，其作為甘肅省“十四五”第一批新能源項目的代表之一，為甘肅新型儲能項目的發(fā)展樹立了榜樣；安徽、寧夏、湖南三個省份，自去年開始大力發(fā)展大型電網(wǎng)側共享儲能和獨立儲能項目，1-4月，也各有兩個100MW級電化學儲能項目投運，裝機規(guī)模躋身前列，廣東和浙江兩省電化學儲能項目投運個數(shù)頗多，但總裝機規(guī)模相對較小，這主要是其用戶側儲能占比較大的應用場景構成導致的。
3、按應用場景分析
從應用場景分布上看，“大儲”依舊占據(jù)絕對主導地位，電源側和電網(wǎng)側項目儲能規(guī)模合計占比達98%，其中電網(wǎng)側儲能項目共投運24個，裝機規(guī)模為1542MW/2993MWh，包括7個集中式共享儲能項目。電源側儲能項目共投運23個，裝機規(guī)模為922MW/1964.5MWh，其中大部分為新能源側儲能項目，共19個，規(guī)模占電源側的88%。用戶側儲能項目，雖然規(guī)模體量上不及“大儲”，但對于一些高耗能用戶來說，各地電價機制改革后，尖峰電價提高，峰谷差價拉大，用電成本提高，給自身帶來了不小的挑戰(zhàn)。用戶側配儲可以谷時充電峰時放電，一方面可以緩解甚至解決尖峰購電壓力；另一方面，富余的儲能還可并網(wǎng)，作為用戶側參與電力市場，利用峰谷差價實現(xiàn)獲利，儲能的價值逐漸凸顯。1-4月份用戶側項目投運個數(shù)多達20個。
4、按儲能技術分析
2023年1-4月投運/并網(wǎng)的電化學儲能項目中，共有69個磷酸鐵鋰項目，裝機規(guī)模達2519.771MW，占比高達99.88%；液流電池儲能項目4個，裝機規(guī)模為3.1MW。目前來看，鋰電池尤其是磷酸鐵鋰占據(jù)著儲能市場的主體地位，但全釩液流電池技術也越來越成熟，應用并投運的項目越來越多，此外還有更多儲能技術在不斷拓展中，未來的儲能技術將會是多元化發(fā)展的態(tài)勢。
二、非電化學新型儲能項目
2023年1-4月份非電化學新型儲能項目較少，共投運飛輪儲能項目3個，裝機規(guī)模為7.2MW，超級電容項目1個，裝機規(guī)模為5MW。
三、抽水蓄能項目
2023年1-4月共有3個抽水蓄能項目投運，合計900MW，分別是河南天池抽水蓄能電站首臺機組、福建永泰抽水蓄能電站4號機組以及河北豐寧抽水蓄能電站5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，標志著福建省屬國有企業(yè)自主建設、自主運營的首個抽水蓄能電站全容量投產(chǎn)發(fā)電。而2022年同期，也一樣有3個抽水蓄能項目投運，合計為3100MW，與2023年不同的是，2022年三個抽水蓄能項目均已到項目最后階段，投運的是項目最后的機組，實際上近兩年同期抽水蓄能項目裝機功率相對持平。
