储能产业趋势

储能产业趋势 2023年6月 第147期 中国能源研究会储能专委会中关村储能产业技术联盟发布日期：2023.7.15 目录 热点话题5 新能源配储比例走高趋势明显5 用户侧储能迎来高光时刻7 政策动态10 《关于深化电力体制改革加快构建新型电力系统的指导意见》审议通过10 国家能源局：启动新型储能试点示范申报，纳入国家重大工程项目库10 江苏发改委：储能放电补贴0.3元/kWh，重点发展电网侧10 河南省人民政府印发《关于加快新型储能发展的实施意见》10 河北发改委：风光配储最高需求3.1GW/7.4GWh11 山东能源局公示2023年第一批新型储能入库项目11 新疆2023年度独立新型储能建设方案组织上报，积极探索建设构网型储能11 《天津市新型储能发展实施方案》发布，独立储能每年调用完全充放电次数不低于300次12 贵州发布1.95GW/3.9GWh独立储能示范项目，给予30元/kWh资金支持12 浙江瓯海区：用户侧储能项目按放电量给予0.8元/kWh补贴12 广东江门市新型储能电站项目推荐布局实施方案发布12 项目动态13 全国最大新能源配套电化学储能电站并网13 国内最大电化学储能电站全容量并网投运13 全球首个服务于数据中心的重力储能项目落户河北13 湖南省首个35kV高压直挂储能电站成功并网13 世界最大液态空气储能示范项目在青海开工建设14 国家电投东明储能项目并网送电，建设磷酸铁锂电池+长时钠离子电池14 宁夏境内最大新能源共享储能电站项目并网14 国内首个“飞轮储能+百万机组联合调频”项目投运14 普鲁士蓝钠离子电池储能系统投入使用15 技术动态15 中科大突破全固态锂电池电解质在性能和成本上的双重瓶颈15 海外动态16 特斯拉将为Neoen首个4h储能项目提供224个2XLMegapacks16 南非深层矿山的重力储能开发潜力巨大16 美国能源部加速长时储能商业化，将带来几项关键行动16 欧盟批准对匈牙利储能项目提供11亿欧元的国家援助17 联盟活动17 第二届钠离子电池产业链与标准发展论坛圆满召开17 2023年第八届中国储能西部论坛即将召开18 2023澳洲储能商务考察及拓展交流项目19 2023新型储能电站开发与运营培训考察（山东站）19 会员动态20 新会员|中国天楹股份有限公司20 新会员|国能日新科技股份有限公司20 数读海博思创IPO：主营储能系统去年营收24.6亿，占公司总营收94.61%21 全钒液流储能新秀星辰新能获海松资本近亿元Pre-A轮投资21 华能建成全球首座百兆瓦级分散控制构网型储能电站21 开勒能科发布全液冷分布式储能系统解决方案21 警告:内部文件,任何非法使用,阅读或转载将会被追究法律责任。 楚能新能源孝感锂电池产业园项目一期正式投产，规划总产能150GWh21 四维能源安徽制造基地一期项目竣工投产22 制造业单项冠军、通信储能龙头双登股份IPO获受理22 电工时代承建的多个储能电站全部一次并网成功22 中天科技新增12亿储能业务订单22 鹏辉能源衢州智慧储能制造基地二期项目开工22 晶科储能年产12GWh储能系统与12GWh储能电池项目开工23 中腾微网成功中标马尔代夫40MWh储能EPC项目23 鹏辉能源钠电大规模量产，签订北方最大钠离子储能电站示范项目合作协议23 采日能源助力中国海油首个陆地集中式光伏配储项目成功并网23 正泰电源5.1MWh20尺液冷储能系统下线24 海辰储能宣布完成C轮融资24 盘古钠祥钠离子电池研发总部及制造基地项目签约落地24 永泰数能年产5GWh储能设备、5万台充电桩基地项目落户安徽宿州24 数据发布24 6月份新型储能装机规模25 6月份新型储能招/中标规模25 6月份CNESA储能指数25 7月份峰谷价差分析25 全国首批钠离子电池测评名单公布25 致读者27 警告:内部文件,任何非法使用,阅读或转载将会被追究法律责任。 热点话题 新能源配储比例走高趋势明显 业内呼吁已久的“叫停新能源强制配储政策”不但没有叫停，反而有愈演愈烈之势。 今年以来，河南、山东、广东等地陆续发文加快新型储能发展，要求严格按照开发方案中承诺的储能配比配置储能设施，如未投运，电网不得调度和收购其电力电量。有的甚至提出，按照未完成储能容量对应新能源容量规模的2倍停运其并网发电容量。 纵观新能源配储政策发展，由最初的鼓励引导到成为并网标配，再到不建受罚，配储比例也从原先的10%—20%逐步上升至15%—30%，储能时长从1—2小时抬升至4—5小时，呈现逐步走高态势。业内多次呼吁，新能源配储不能简单“一刀切”，应停止强制措施，配不配、怎么配交给市场选择。那么，究竟是什么原因促使新能源强制配储越陷越深？叫停新能源强制配储的难点又何在？ 新能源配储走高趋势明显 6月28日，河南省人民政府办公厅印发《关于加快新型储能发展的实施意见》，要求2021年及以后河南省年度风光开发方案中的新能源项目，要严格按照开发方案中承诺的储能配比配置储能设施，储能设施投运时间应不晚于新能源项目投运时间；如未投运，电网不得调度和收购其电力电量。 无独有偶。6月7日，广东省能源局印发了《关于新能源发电项目配置储能有关事项的通知》，要求未按要求配置储能的新能源发电项目，电网公司原则上不予调度，不收购其电力电量。3月8日，国家能源局山东监管办公室发布关于征求《山东省电力并网运行管理实施细则(2023年修订版)》《山东省电力辅助服务管理实施细则(2023年修订版)》规范性文件意见的通知，明确对于新能源场站实际配建或租赁储能容量不足的，按照未完成储能容量对应新能源容量规模的2倍停运其并网发电容量，直至满足接入批复方案要求为止。 随着新能源规模越来越大，其随机性、波动性、间歇性的特点给电网安全运行和电力可靠供应带来巨大挑战，迫切需要通过储能设施提升调节能力、保障安全。基于此，各地不断加大储能发展力度，乃至上调新型储能装机目标。河南省提出，到2025年，新型储能规模达到500万千瓦以上，力争达到600万千瓦。这一目标较去年8月河南省发布的《“十四五”新型储能实施方案的通知》中“力争并网规模达到220万千瓦”的目标提升超一倍。 强制配储是我国当前储能发展的重要驱动力。《中国能源报》记者注意到，自2017年以来，有超过20个省市陆续出台新能源配储政策文件，1—2小时储能时长，10%、15%的配置比例已属常规设置，4—5小时储能时长，20%、25%、30%乃至更高配置比例正不断涌现。 “各地新型储能装机目标设置很高，得想尽办法完成。加上新能源消纳问题，压力很大，新能源配储比例走高趋势明显。”业内人士称。 多重因素驱动的综合结果 那么，有哪些因素推高了新能源配储比例？ “当前，储能商业模式还不成熟，去年电池价格较高，储能项目存在规划多落地少、备案不建设或建而不用等问题。”中关村储能产业技术联盟秘书长刘为向《中国能源报》记者表示，基于此，地方政府不得不出台强制措施，保证配置储能项目落地运行，以保障新能源高效消纳利用，为电力系统提供容量支撑及一定顶峰能力。 “虽然我国各省市的电源结构和负荷特性差异较大，但随着新能源并网规模的快速增长，各省市的调峰缺口呈现的规律基本相似，即时间尺度上由1—2小时向3—4小时、甚至4—5小时扩展，平衡上由单季节短时性电力平衡问题逐步向多季节性、多日持续性电力电量紧平衡问题发展。”华北电力大学教授郑华进一步向《中国能源报》记者指出，新能源和储能产业向好趋势明确，加上储能产业赛道的多元化和国企央企等对新能源指标的刚性需求，用资源换产业自然成为地方抓经济的“重点举措”。 当前，我国多地开启储能反配新能源模式，即以储能规模拿新能源项目指标。“新能源项目配建一定规模的储能，是维护电力系统稳定、保证新能源出力的未雨绸缪之举，也在一定程度上设置了新能源开发门槛，要求开发商有实力，理性开发，避免一哄而上拿新能源项目资源。”三峡新能源山东分公司副总经理汝会通向《中国能源报》记者指出，“但‘强配’本身很粗暴，不够舒展，更谈不上优雅。” 当前，配建储能的成本仍主要由发电侧承担，提高配储比例，无疑加重了新能源发电企业的负担，且易滋生低质量储能电站泛滥、配储利用率不足等问题。“成本增加主要来自储能系统成本。”刘为算了一笔账，以100MW的磷酸铁锂电池为例，当前2小时系统EPC成本在1500元/kWh左右，4小时系统成本在1300元/kWh左右。100MW光伏电站（初始投资4亿左右）配置10%、2小时储能项目，其初始投资成本将增加7.5%（3000万元）；配建20%、2小时储能项目，初始成本将增加15%（6000万元）；配建25%、4小时储能项目，初始投资成本价将增加32.5%（1.3亿元）。 最终要回归市场引导 针对新能源配储成本困境，各地政策也在不断创造疏导条件，比如，鼓励建立共享(独立)储能电站、拉大峰谷电价差，给予一定补贴等。广东对于新能源项目配建非独立储能和用户侧的非独立储能规模在 1000千瓦时以上的储能项目，给予一次性奖励；河南明确独立储能电站以低于市场价的电价购入电量，输出电价则按照高于市场价，具体为当月煤电市场化交易均价的1.64倍执行，投资主体可在电价的“一低一高”间获得收益。 “这些措施只能疏导部分投资成本。”郑华认为，市场的事情应该交由市场主体决策，缺乏配套成本消纳和成本传导机制的“拔苗助长”会对储能产业造成伤害。要让“真”市场来发现“真”需求，放下“计划”的手，让“市场”发挥作用和价值。 在汝会通看来，新能源配储的关键不在于时长、比例，而是没有建立起相应的成本疏导途径，收益预期普遍不足，配储普遍侵蚀新能源的利润，变成了新能源的“寄生体”，“还是要从电力现货市场角度去思考，尽快建立机制，引导配建储能参与电力现货市场，发挥配建储能和新能源电站的整体联动作用，实现新能源项目的效益最大化。如果形成这样的市场共识，那今天的‘要我配储’就转变为明天的‘我要配储’。” 刘为认为，储能产业已经进入政策和市场双轮驱动阶段，需要平衡产业发展和电力系统承受能力。从长远来看，新能源强制配储只是过渡性政策，随着与储能价值相匹配的电力市场机制的建立和完善，新能源配储政策所带来的问题会逐步得到解决。 用户侧储能迎来高光时刻 今年用户侧储能或将迎来爆发式增长。 广东省发改委近日印发的《广东省促进新型储能电站发展若干措施》（以下简称《措施》）提出，大力鼓励用户侧储能发展。按照因地制宜、灵活多样的原则支持工商业企业、产业园区等配建新型储能电站。 该《措施》被称为“最强用户侧储能支持政策”。《措施》指出，要加快推动分布式新能源、微电网配置新型储能电站，推动工业园区、商业楼宇开展冷、热、电、储综合能源服务。同时明确，用户侧储能项目使用产品经认定符合先进优质产品标准规范的，其储能设施用电量单独计量，电价参照广东省蓄冷电价政策执行。 在业内人士看来，上述《措施》仅是我国用户侧储能即将快速发展的缩影，今年用户侧储能或将迎来爆发式增长。 市场热度持续提升 储能分为电源侧储能、电网侧储能、新能源配建储能、用户侧储能。由于我国居民电价较低且峰谷电价差较小，用户侧储能经济性有限，此前不具备大力发展空间，并未被高度重视。随着实现碳达峰碳中和目标、构建新型电力系统的持续推进，用户侧储能逐渐迎来“高光”时刻。 多位业内人士在接受《中国能源报》记者采访时表示，“今年以来，我国用户侧储能安装量比以往多了不少”“过去只有一些大用能客户关注储能，今年很多小工商业用户也开始关注储能”“随着峰谷差拉大，用户侧储能的关注度和市场热度越来越高”。 中电联的统计数据显示，2022年，全国工商业配置储能新增总能量达0.76吉瓦时，同比增长106.29%，其中，广东、江苏、浙江等工商业大省占比超过八成。以广东为例，其拥有丰富的工商业资源，电力市场化改革又走在全国前沿，用户侧储能具有多元应用场景。尤其是《措施》明确，精密制造、通信、金融等用电量大且对供电可靠性、电能质