870萬千瓦，這是截至2022年底，我國已投運新型儲能項目累計裝機規(guī)模，與2021年底的超過400萬千瓦相比實現了翻番。當前，我國初步建立新型儲能行業(yè)管理體系，地方政府和各類市場主體發(fā)展建設新型儲能積極性高漲。但值得注意的是，行業(yè)整體還處于從研發(fā)示范向商業(yè)化初期過渡的階段，部分儲能項目“建而不用”問題待破解。業(yè)內人士建議，未來應優(yōu)化儲能配置和調運方式，完善市場機制，提升儲能利用水平。
新型儲能行業(yè)發(fā)展快速
2月14日，山東泰安，總投資15億元的中儲國能300MW壓縮空氣儲能示范項目開工建設。肥城市把鹽穴儲能納入為五大主導產業(yè)鏈條之一，正加速推進包括中儲國能300MW在內的4個項目，建設千兆瓦級的鹽穴儲能調峰基地，助力泰安打造“儲能之都”。
在“雙碳”目標下，近兩年我國新能源裝機急劇增長，但風電、光伏發(fā)電存在間歇性、隨機性、波動性特點，現有電力系統(tǒng)要接受和消納大規(guī)模、高比例、波動性強的風電和光伏發(fā)電，亟需大力發(fā)展各類儲能以彌補電力系統(tǒng)靈活性調節(jié)能力缺口。
“較之于傳統(tǒng)的抽水蓄能，新型儲能選址靈活、建設周期短、響應快速靈活、應用場景多元，與抽水蓄能可以形成優(yōu)勢互補，在不同的場景中解決新能源接入電力系統(tǒng)時帶來的強隨機性、高波動性等問題。”國家能源局能源節(jié)約和科技裝備司副司長劉亞芳近日表示。
根據各省級能源主管部門上報的數據，截至2022年底，全國已投運新型儲能項目裝機規(guī)模達870萬千瓦，平均儲能時長約2.1小時，比2021年底增長110%以上。
“以鋰離子電池為主，新型儲能技術多元化發(fā)展態(tài)勢明顯。”劉亞芳表示，截至2022年底，全國新型儲能裝機中，鋰離子電池儲能占比94.5%、壓縮空氣儲能占比2.0%、液流電池儲能占比1.6%、鉛酸(炭)電池儲能占比1.7%、其他技術路線占比0.2%。
從2022年新增裝機技術占比來看，鋰離子電池儲能技術占比達94.2%，仍處于絕對主導地位，新增壓縮空氣儲能、液流電池儲能技術占比分別達3.4%、2.3%，占比增速明顯加快。此外，飛輪、重力、鈉離子等多種儲能技術也已進入工程化示范階段。
政策加碼 各方布局熱情高
全國新型儲能裝機規(guī)模持續(xù)快速增長的背后，是政策、技術、資本的多方合力。
近一年多來，國家能源局會同國家發(fā)展改革委出臺《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》等一系列政策，開發(fā)建設全國新型儲能大數據平臺，初步建立了全國新型儲能行業(yè)管理體系，統(tǒng)籌推動全國新型儲能試點示范。目前，全國所有省(區(qū)、市)及新疆生產建設兵團均已不同程度開展新型儲能發(fā)展政策研究。
技術突破和經濟性提高，則為新型儲能快速發(fā)展進一步創(chuàng)造了有利條件。近年來，國家新型儲能技術發(fā)展速度不斷提升，能量密度、功率密度和循環(huán)壽命大幅提升，安全防控技術和措施不斷完善。
劉亞芳介紹說，儲能用鋰離子電池能量密度較10年前提高了一倍以上，功率密度提升約50%，目前已形成較完備的產業(yè)鏈;液流電池、鈉離子電池、壓縮空氣儲能、飛輪儲能等技術發(fā)展迅速。盡管上游原材料價格快速增長，以鋰離子電池為主流的儲能電池系統(tǒng)成本仍呈下降趨勢。新型儲能行業(yè)整體處于從研發(fā)示范向商業(yè)化初期過渡的階段，并逐步形成產業(yè)化體系。
在此背景之下，各地加大新型儲能發(fā)展研究力度，制定專項規(guī)劃或在相關能源規(guī)劃中明確新型儲能發(fā)展目標，通過開展省級試點示范、制定補貼政策等方式大力推動新型儲能發(fā)展。
中國電力企業(yè)聯合會(下稱“中電聯”)此前發(fā)布的《新能源配儲能運行情況調研報告》顯示，截至2022年12月，全國已有近30個省份出臺了“十四五”新型儲能規(guī)劃或新能源配置儲能文件，發(fā)展目標合計超過6000萬千瓦，是國家能源局《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》中提出的2025年達到3000萬千瓦目標的兩倍。
各種投資主體對于新型儲能的投資也是熱情高漲。據不完全統(tǒng)計，2023開年以來，儲能行業(yè)迎來新一輪擴產高峰，產業(yè)鏈上下游近20家企業(yè)宣布最新儲能項目建設規(guī)劃。擴產企業(yè)中，電池企業(yè)和儲能系統(tǒng)集成企業(yè)占比最多。
破解“建而不用”等難題
值得注意的是，受市場環(huán)境變化、行業(yè)標準缺失等因素影響，當前部分儲能項目盈利水平不高，存在“建而不用”等問題。
中國光伏行業(yè)協會名譽理事長王勃華介紹說，近年來光伏電站按容量以某一比例配置儲能作為輔助消納與支撐電網的措施，成為電站開發(fā)建設的前置條件。在儲能商業(yè)模式尚不完善的情況下，強制配儲給投資者帶來一定的負擔。據企業(yè)測算，按照100MW項目配置10%/2h儲能系統(tǒng)的要求，電站端成本將增加不少于0.3元/瓦，在此基礎上，每增加10%的儲能比例，電站成本將增加約0.3元/瓦。
相關部門也已關注到這一問題。“光伏強制配套產業(yè)、配置儲能現象仍時有發(fā)生，尤其是儲能建而不用、光伏參與電力市場的收益風險加大等。”國家能源局新能源司副司長熊敏峰透露，國家能源局將會同有關方面研究優(yōu)化儲能調度運行機制，著力解決“建而不調”的問題。
中電聯統(tǒng)計與數據中心副主任蔣德斌認為，要因地制宜配置儲能規(guī)模和型式，健全儲能設施運行機制，建立“統(tǒng)一調度、共享使用”的協調運行機制，優(yōu)化儲能電站并網運行控制策略，提高儲能利用效率。
加大科技創(chuàng)新與運維管理、完善市場機制也至關重要。蔣德斌建議，各地方按照相關政策要求，加快完善儲能電站參與電力市場相關配套政策及實施細則，保障新型儲能更好地融入電力市場;完善新型儲能參與電能量市場、輔助服務市場等機制。通過價格信號激勵市場主體自發(fā)配置儲能資源，引導社會資本參與新型儲能建設。理順各類靈活性電源電價機制，出臺容量價格政策，盡快完善新型儲能商業(yè)模式，促進新型儲能、靈活性煤電、抽水蓄能等各類靈活性資源合理競爭。（記者 王璐）
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