共19.67GW/38.46GWh！1-11月新增儲能裝機投運項目達395個

2023-12-16 19:26:08 來源：中國儲能網

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儲能新型儲能

　　隨著新能源大規模開發，儲能裝機投運的規模和速度也在加速推進，在一些列政策推動下，儲能盈利模式也逐漸清晰，呈現多元化特點。

　　年底“扎堆”并網

　　據中國儲能網不完全統計，1-11月，已經公開的新增儲能裝機投運項目共395個，規模達19.67GW/38.46GWh，其中，新型儲能裝機規模為17.036GW，占比為87%;抽水蓄能新增裝機規模為2.45GW，占比為12%;蓄熱新增裝機規模為0.18GW，占比為1%。

　　按照今年5月中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會公布的數據，2022 年中國儲能新增裝機量約 14.7GW，新型儲能裝機量為5.9GW。

　　也就是說，今年前11個月的新增儲能裝機規模已經超過去年全年裝機規模的34%，而新型儲能新增裝機量是去年全年的2.9倍，隨著年底儲能項目扎推投運，這一數據將進一步擴大。

　　從前11月新增儲能投運項目裝機功率占比來看，電化學儲能占主導地位，占比為84%;抽水蓄能占比12%;飛輪儲能、壓縮空氣、熔鹽儲熱等項目占比為4%。

　　前11月投運的新型儲能項目中，各種技術路線百花齊放，鋰離子電池仍然占絕對的主導地位，裝機項目達360個，規模為14.496GW，占比為98%。另外，共有2個鈉離子電池儲能、7個液流電池儲能、2個鉛碳電池儲能、1個鉛酸電池儲能等新技術也得到了應用落地。

　　從應用場景來看，電網側裝機規模超過電源測，功率為10.707GW, 占比64%;電源側裝機規模為5.734GW,占比為34%;用戶側裝機0.372GW,占比為2%。

　　分區域來看，西北地區得益于風光發電配儲項目較多，前11月新型裝機投運規模最多為5.14GW;華東地區在山東、浙江、安徽等省份強有力的政策推動下，該區域電網側獨立儲能、集中式共享儲能、工商業儲能得到了很好的發展，前11月裝機規模僅次于西北地區，為4.096GW;華中區域裝機規模排第三，為2.13GW,今年上半年，湖南省憑一己之力，投運12個儲能項目，裝機規模高達1.2GW，將該區域儲能投運規模推向top3;西南地區裝機規模為1.95GW，主要的貢獻量來自于貴州省，該省11月新型儲能裝機規模高達1.2545GW/2.511GWh，大幅領先于其他省份，在電網側新型儲能項目投運的12個項目中，貴州省獨占9個百兆瓦級項目，其中7個儲能電站是貴州省首批獨立共享儲能示范項目。

　　從裝機投運的時間來看，11月份新型儲能扎堆投運，裝機項目多大75個，總規模達到3.469GW/8.826GWh，環比增長235.31%，成為今年以來投運規模最高的月份。

　　從項目投建方來看，國電投、中國能建、中核、華能、華潤、大唐、三峽、中電建等央國企仍然是這些儲能項目落地的主導力量。

　　值的關注的是，11月，國家能源局組織發布《關于促進新型儲能并網和調度運用的通知(征求意見稿)》，從制度層面確定了新型儲能并入電網，及并網后調度運用的原則，對于新型儲能市場的發展將起到積極的推動作用。

　　另外，地方層面，為推進儲能項目并網，今年7月，貴州省能源局表示，在今年能源結構調整專項資金項目申報方面，對2023年11月底前建成并網的獨立儲能項目給予支持。

　　頻現“首個”、“最大”

　　在今年已投運的儲能項目中，“最大”、“首個”成為高頻詞匯。

　　比如，11月30日，中核三門200兆瓦灘涂光伏項目正式并網，標志著全國首個“核光儲多能耦合”及中核匯能首個自主開發建設的灘涂光伏項目正式并網發電。項目可將包括太陽能、核能、電池的化學能等多種能源轉化為電力，形成互補。

　　11月29日，安徽宣城首家5MW/15MWh用戶側儲能項目成功并網，這是安徽省內單體裝機容量最大的用戶側儲能項目。

　　11月29日，江蘇省容量最大的獨立共享儲能項目——江蘇豐儲200兆瓦/400兆瓦時(即額定功率200兆瓦，最大容量400兆瓦時)儲能電站在南通市如東縣并網，這座電站兩個小時內最多可充電40萬度。

　　11月27日，華能自主研發的全球裝機容量最大單層站房式儲能電站——上都百萬千瓦級風電基地配套儲能二三期工程實現全容量并網。該項目的亮點是，二三期工程采用站房式儲能技術路線，通過單層站房式儲能系統布置方式，大幅提升儲能系統能量密度。

　　9月8日，在新疆哈密十三間房風區，全疆首座電網側新型獨立儲能電站正式并入哈密電網，項目具有發電側儲能和電網側儲能雙重特性，并網后，以電網側獨立儲能方式投入商業運營。

　　8月，新華發電莎車100萬千瓦光儲一體化項目全容量并網。該項目總投資約50億元人民幣，裝機容量為80萬千瓦，配套儲能20萬千瓦/80萬千瓦時，是目前中國最大的電化學儲能電站。

　　隨著各地儲能項目建設如火如荼，項目交付的速度也屢次刷新記錄。

　　今年8月，海辰儲能供貨的大唐重慶銅梁100MW/200MWh集中式儲能電站項目并網，創下了百兆瓦級大型儲能電站35天交付的行業“新速度”。

　　盈利模式仍待“破局”

　　一系列政策的推動下，國家和地方層面對新型儲能的盈利模式與商業模式的探索仍在推進，呈現多元化特點。

　　就政策支持層面來說，近三年來，11個省份發布了新能源配儲補貼政策，方式主要包括放電補貼、容量補貼、投資補貼。12個省份發布了新能源配儲參與輔助服務市場的政策，交易品種主要包括調峰、調頻、備用等。

　　統計顯示，僅今年前7月，各地便發布321項儲能政策，相當于去年全年總量。

　　目前來看，儲能的商業模式逐漸清晰，但成熟可持續的盈利模式仍期待政策“破題”。

　　新型儲能主要以提供調頻調峰等輔助服務為主要盈利手段。新版“兩個細則”促進了輔助服務市場建設，目前，華中、西北區域、南方、華北、華東、東北和江蘇、山東兩省相繼出臺了新版“兩個細則”，為一段時期內電力輔助服務的謀劃了方向。

　　但是由于電力輔助服務市場不夠完善，加上并網項目越來越多，輔助服務市場將出現“僧多粥少”的情況，僅依靠調頻、調峰服務，難以形成對新型儲能項目有效的成本疏導和收益保證。

　　在新型儲能的利用率較低、盈利模式不清晰的情況下，容量電價機制被認為是能夠為新型儲能實現盈利托底。

　　11月22日，國家能源局發布《關于促進新型儲能并網和調度運用的通知(征求意見稿)》明確，以市場化方式促進新型儲能調用，通過合理擴大現貨市場限價區間、建立容量補償機制等市場化手段，促進新型儲能電站“一體多用、分時復用”，進一步豐富新型儲能電站的市場化商業模式。

　　這也意味著，對于儲能容量補償，國家層面的政策即將出臺。其實，對于這一政策，山東等5個省份已經開始先行先試。

　　山東明確，新型儲能作為獨立市場主體參與市場交易，執行基于市場化模式下的“電量電價+容量電價”兩部制上網電價機制。新型儲能向電網送電時，可根據月度可用容量獲得容量電價補償，具體補償標準根據當月電力市場供需確定。經省能源局確定的示范項目，補償費用暫按電力市場規則中獨立儲能月度可用容量補償標準的2倍執行。

　　甘肅省要求，獨立儲能按其額定容量參與調峰容量市場交易，申報和補償標準上限暫按300元/(MW·日)執行。

　　但是，也有觀點認為，容量電價不是根治儲能盈利難題的靈丹妙藥，過度采用容量這一商業模式將拉高電力系統的安全調節總成本，增加全體電力用戶負擔。

　　分時電價時段優化和峰谷價差拉大促進了2023年工商業儲能市場的爆火。從12月份各地區公布的12月電網代購電價來看，19個地區的最大峰谷價差超過0.7元/kWh，廣東省(珠三角五市)最大峰谷價差最大，達到1.3376元/kWh。

　　另外，共有20多個地區執行尖峰電價。與11月份相比，23個地區最大峰谷價差進一步拉大，江西省漲幅最大，達到30%，其次是重慶，超過28%。

　　尖峰電價可以有效提升儲能峰谷價差套利收益，一些地區通過“兩充兩放”，縮短投資回收期。

　　值得一提的是，在福建省11月公布的完善分時電價政策的通知里，福建省工商業儲能客戶可制定三充三放得充放電策略，工商業儲能設備的可利用次數和小時候數進一步增加，這意味著工商業儲能的盈利空間將進一步增加。

　　可以預見，伴隨著全國各地不斷拉大峰谷價差，差價越大的地區，越會成為工商業儲能爭相搶奪的“陣地”。

　　盡管如此，市場對工商業儲能市場仍存在憂慮，最大的擔憂是各地的政策、補貼能不能長期存在。很多的投資方會考慮，當大量的工商業儲能項目落地之后，市場將會飽和，電價差達不到預期。

　　從國外的經驗來看，虛擬電廠將會成為工商業儲能的最佳盈利模式，而不是僅僅靠初期階段的峰谷電價差。

　　對于儲能盈利模式模糊，經濟性差這一被行業長期詬病的難題，深度參與現貨市場交易，或是一劑良藥。

　　2022年，山東率先推出新型儲能參與現貨市場交易，陜西、甘肅等地緊隨其后，發文推動新型儲能參與現貨市場運行。在現貨市場競價交易中，低購高賣可獲取不錯的收益。

　　整體來看，新型儲能參與現貨市場仍在探索階段，地方性支持政策仍較少，電力現貨市場峰谷價差也有待進一步拉大，需要打通壁壘，讓儲能在能源保供的大潮中，真正的找到定位和適合的應用場景。