中國粉體網訊  “中國，已成為全球儲能基礎研究、技術創新和應用示范最活躍的國家地區。”8月2日，在陜西西安舉辦的第八屆儲能西部論壇上，中關村儲能產業技術聯盟理事長、中國能源研究會儲能專委會主任委員陳海生發布《儲能技術與產業發展趨勢暨CNESA Datalink2023上半年儲能數據》（下稱《報告》）時指出。  

新型儲能市場盛況空前 

根據CNESA Datalink全球儲能數據庫，截至今年上半年，中國電力儲能累計裝機規模突破70GW，其中抽水蓄能累計裝機48.5GW，新型儲能累計裝機規模突破20GW，新增投運規模超過去年全年。抽水蓄能占比首次低于70%，這意味著新投運的新型儲能規模開始超越傳統抽水蓄能。  

今年前六個月，中國新型儲能市場空前活躍。《報告》稱，據不完全統計，上半年，中國新型儲能項目數量是去年同期2倍多，新增規模達到去年全年的70%。百兆瓦級項目數量增速明顯，40余個投運，2倍于去年全年水平；規劃/在建數量業已超過去年全年水平。  

而行業之所以能夠得到迅速發展，離不開政策驅動。2023年上半年儲能政策密集出臺——270余項儲能相關政策發布，國家層面政策19項，主要涉及儲能示范應用、規范管理、電價改革以及多元化、智能化應用等方面。  

第二批儲能示范應用受到廣泛關注，成為國家發展儲能的風向標；儲能在電力系統中的作用和價值顯現，逐漸將其納入到常規系統的各項管理中；隨著第三監管周期輸配電價完成核準，電價改革的思路更加明確，靈活性資源的價值有望合理疏導；結合新基建、電力市場改革進一步深化，用戶側多元化場景應用受到國家明確支持和鼓勵。  

從技術路線來看，上半年非鋰儲能技術應用逐漸增多——首個飛輪火儲調頻項目、首個飛輪+鋰電混儲調頻項目、用戶側單體最大鉛碳電池項目相繼投入運行；300MW功率等級壓縮空氣加速布局，多類液流電池細分技術路線以及百兆瓦級鈉電項目納入省級示范項目清單。  

在產業端，今年上半年，中國企業在全球市場中儲能電池（不含基站/數據中心備電類企業）產品產銷兩旺——產量超過75GWh，是去年同期的兩倍多，出口比重超過55%。值得一提的是，上半年碳酸鋰均價下降，上游原材料與下游儲能系統之間形成價格聯動，儲能系統中標價格下滑。  

從市場需求趨勢來看，儲能招標規模超過60GWh，集采/框采規模兩倍于去年全年水平。  

資本市場愈發活躍，儲能企業迎來IPO熱潮。根據《報告》，今年以來，多起儲能融資事件的金額都在億元以上，上半年融資總額達到734億元（僅統計披露具體金額的融資事件），多家產業鏈企業上半年進入上市進程或完成上市。  

西北勢頭已起 

從國內新型儲能市場分布來看，有十三省的新增規模超100MW，六省規模超GWh。  

湖南省16個百兆瓦級項目集中在6月投運，取得功率規模和能量規模“雙第一”；內蒙古基于2021年保障性并網項目，山東省第二批儲能釋放項目相繼投運，雙雙躋身增量前三；廣西依托中能建風光儲一體化首次躋身前十。  

值得一提的是，西北地區的儲能規模放量的勢頭正起。  

西北地區是我國儲能項目部署的重要地區，新能源配儲政策拉動新型儲能規模快速增長。自2022年以來，有20余個百兆瓦級電站投運，規劃/在建百兆瓦級項目130余個。  

《報告》提到，據不完全統計，截至2023年6月底，陜西、甘肅、寧夏、青海和新疆西北五省區已投運新型儲能項目累計裝機5.00GW/11.25GWh，近7成裝機來自寧夏和新疆，二者的累計規模均超GW。上述五省近五年的復合增長率（2017-2022年）達109%。僅今年上半年，五省區新增投運裝機就達到1.82GW/4.705GWh。西北五省區新型儲能項目主要以獨立儲能和新能源配儲應用為主，占各省累計裝機的90%以上。  

上半年，西北地區共發布儲能相關政策29項，以新能源配儲、輔助服務、電力市場等領域政策為主。  

“西北地區儲能政策體現了在高比例可再生能源場景下，對新型儲能的規模需求、應用需求和技術需求，對新型儲能的投資運營、成本疏導成為政策關注的重點，其中新疆儲能政策出臺密集，受到產業界廣泛關注。”陳海生指出。  

目前，西北五省份均已提出明確的新能源配儲要求，基本以10%，2小時為主，同時，甘肅、青海、寧夏已有明確的儲能“十四五”規劃目標，新疆和陜西按照示范項目和新能源市場化項目推算，五省份合計規劃目標達到24GW。除鋰電池外，也規劃了壓縮空氣、液流電池等長時儲能技術，以及飛輪等短時高頻技術的應用，為高比例新能源滲透率場景下的西北地區提供多品種服務。  

表前表后市場共振 

《報告》還提到，今年上半年，在新能源配儲需求方面，獨立儲能和共享儲能項目快速推進，“表前”應用規模繼續大幅增長，占比達98%，與去年全年相比提升5個百分點。  

而今年，從應用場景來看，用戶側儲能也將恢復快速增長。  

《報告》指出，用戶側是中國儲能早期發展階段的主力軍，裝機規模一直保持市場最大份額，基本在50%以上。  

隨著近兩年“表前”市場的快速發展，百兆瓦級項目并網運行速度加快，用戶側因其單個項目規模較小，導致裝機份額逐年遞減。到去年年底，新增裝機占比首次跌破10%，今年上半年更是跌至2%。  

項目主要集中在江蘇、浙江、廣東等價差大、生產密集型、能耗大的地區。用戶側在裝機規模上雖不再占據主導，但近兩年，隨著新型電力系統建設的持續推進，工商業用戶用電負荷、用電成本以及用電量不斷提升限電下的保生產壓力，峰谷價差持續拉大和時段的優化，使得用戶側儲能的市場熱度越來越高。  

備案項目數量大幅增長，僅今年6月份，全國共備案了250多個用戶側儲能項目，規模合計2.7GWh，其中，江蘇、浙江和廣東三地項目數量占比達到81%，而三地在今年上半年的項目備案規模已達到1.5GWh。  

《報告》認為，峰谷價差套利仍是用戶側儲能最主要的收益來源，2023年1-6月，全國共有19個地區最大峰谷價差超過0.7元/kWh，廣東價差最大，達1.352元/kWh，各地價差持續拉大，推動了安裝量的上升。補貼政策是激勵用戶側儲能安裝量提升的另一抓手，包括投資、放電、容量等補貼形式，廣東、江蘇、浙江政策數量最多。基礎電費繳納模式是影響用戶側儲能發展的主要門檻，用戶選擇、項目開發、安全管理、市場準入等也是其需面對和解決的問題。  

《報告》還對未來五年中國新型儲能產業形勢作出五大預測：一是儲能技術研究保持活躍，中國將保持全球基礎研究、關鍵技術和集成示范最活躍的國家地位。二是市場規模保持快速增長。特別是新型儲能規模增長迅速，全年新增裝機將達到15至20GW，超過過去十年的總和。三是產業鏈日趨成熟，主導全球電池供應鏈的趨勢取發明顯，電池產量有望翻番，出口占比50%以上。四是儲能政策繼續優化，電力市場繼續優化，儲能市場機制、運行機制和規范管理將持續優化。五是資本市場總體向好。市場投資保持活躍，儲能指數有望企穩向好。

（中國粉體網編輯整理/長安）

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