2023年中国储能发展现状与展望–调研纪要

分享嘉宾简介 王永辉，对外经济贸易大学国际贸易专业(国际项目管理方向)研究生(20112013)。现 任职于金盘科技。主要工作经历：2001-2022年就职于美国康明斯代理商做电力EPC，任职高级目经理，副总经理。 工作范围：康明斯柴油发电站和燃气发电站、GE轮机、MAN重油机组、光柴互补微网、等海外电站项目的项目全过程管理管理，主要业务在国内和亚非拉。参与过的行业：海外的纸浆厂、糖厂、铝土矿、码头、水泥厂等独立配套电站，国内的外资行业化工客户、医疗行业、金融客户、IT客户等。 2023年中国储能发展现状及展望 第一部分2022年中国储能发展回顾 2022年全年新增装机7.762GW/16.428GWh，同比增加235%，20+省份发布新能源配储要求，带来储能需求20GW，9省/自治区发布储能示范项目政策，规划储能项目21.6GW，2022完成招投标44GWh，90+业主，120+系统集成商参与投标，2小时储能系统平均报价 1.56元/Wh，市场竞争激烈。 第二部分2022年中国储能应用重点应用领域 1、独立式储能电站 应用场景：在现有电网变电站、电网关键节点等处建设，在新能源基地、新能源汇集站等处建设，在退役火电机组的现有站址建设。 商业模式：容量租赁+市场化收益（调峰、调频、容量补贴等其他地方性补贴（政策）。 2022年，独立式储能电站：新增投运50座，储能规模3.5GW/7.3GWh，新增启动施工 建设和EPC/设备招标109座，总规16.5GW/35GWh，新增规划141座，总规模28GW/67GWh。 2、火储联合调频 2022年共计127个火储联合调频项目（投运、在建、招投标、可研），涉及21个省/市/自治区，近年来，较活跃区域为广东、江苏、山西、浙江 3、用户侧储能项目 峰谷平分时电价是目前用户侧储能项目盈利的基础，两充两放的电价差＞1.26元/kwh的省份有浙江、海南、广东、上海、江苏、安徽、湖南。 第三部分2023中国储能应用展望 2023年，新增装机规模有望再翻一番，达到17.7GW/41.1GWh，新疆引领，两批次市场 化项目的推动，可关注宁夏、山东、广西、湖南、河南的独立式示范项目，甘肃、内蒙古的新能源配储项目，预计到2025年，国内储能累计装机规模有望达到近80GW。 Q&A环节Q：风光强制配储的具体收益来源主要是成本吗？ A：目前是国家强制要求，主要投资收益还是在压缩成本上。Q：对于电价差较大的地区共享储能的电价差需要在哪个节点收益能算的过来？另外根据数据分享，目前还是多在西北开发，而不是在电价差较高的地区开发，这个是什么原因？A：电价差主要针对工商业侧用户侧配储收益较合适，共享储能的收益主要来源为租赁费用，工商业侧政策较好地方为广东和江浙一带，共享储能政策较好的省份为宁夏、山东、湖南、山西等。西北地区目前多为风光配储。Q：目前新上的储能系统主要是电源侧，不是电网侧？强配储能项目与共享储能项目比例是多少？ A：以电网侧为主，风光项目目前都是强配的要求，强配和共享比例基本持平。Q：金盘科技目前是投资方还是EPC？A：金盘科技是设备供应商，具备电力安装三级资质，如若项目合适可参与投资。Q：目前共享储能的投资方多集中在哪种类型的单位？A：多以五大六小发电集团以及一些地方的央国单位企参与，部分民营企业也会参与。Q：关于共享储能投资，据2022年情况而言，五大六小基本持保守的状态，那2023年五大六小会逐步参与吗？会参与的拐点的是什么？ A：需结合国家政策的加持。Q：目前共享储能的租赁模式是什么样的？ A：共享储能的租赁模式为政府主导协调，结合周边的发电厂配储需求建立共享储能电站，新能源电厂租赁后会签订年限合同，依照合同执行。Q：目前在储能系统的技术路线上，存在百花齐放的状态，针对这种差异化的技术路线，如何建议和评价？A：目前国内的储能系统市场主要看成本，所以磷酸铁锂目前是市场的主流。