一、2023年1-6月储能项目投运总览

(资料图)

2023年上半年，新型储能领域欣欣向荣，新型储能装机规模呈爆发式增长，半年投运储能项目装机总规模已超2022年全年总和。据不完全统计，2023年1-6月共有159个储能项目投运，包括154个新型储能项目以及5个抽水蓄能项目，新型储能项目投运装机规模达7.05GW/14.66GWh，远超2021年、2022年同时间段储能项目投运装机量，其中电化学储能项目共计投运143个，投运装机规模为6.93GW/14.58GWh，占比98.3%；非电化学储能项目共11个，投运装机规模为120.73MW，占比1.7%，包括8个飞轮储能项目（34.23MW）、2个超级电容储能项目（6.5MW）以及1个熔盐储热项目（80MWh）。抽水蓄能装机规模为1500MW，共计4个抽水蓄能电站的5台机组于上半年相继投入运行。

图1 2023年1-6月新增储能投运项目装机功率占比

由图2可见，不同于2022年较2021年上半年储能项目个数及装机规模的平缓增长，2023年上半年新型储能装机功率从数量上较前两年翻倍增长，多达154个，而2023年装机功率更是较去年同期（581.9MW）同比增长1111.73%，总规模高达7.05GW。如果说21年中国新型储能刚刚起步，处于萌芽阶段，无论是技术还是应用场景等各方面都在探索之中，2022年则是稳步发展阶段，政策与项目投资并行，各个省份积极探索适合本地的储能应用场景，拟建设项目达到一定基数，那么2023年上半年新型储能项目井喷式的并网投运则说明新型储能踏上正途，无论是原料市场环境还是政策环境对于储能领域尤其是电化学储能领域都是利好的：原料市场方面，在经历2022年锂电池原材料大幅溢价后，2023年上半年上游原料市场价格趋于正常，这也让储能项目电池成本有所下降，有利于储能系统的采购和储能项目的规划建设。政策方面，一是各个省份强制/鼓励配储、储能补贴政策早已施行，二则是储能现货市场也在不断探索，各地不断制定和完善适合自己的电力现货市场规则，让储能获利的方法更加明朗、获利的方式更加多样。

由图3可以看出，2023年第一季度储能装机在2022年12月的余热慢慢冷却之后，装机规模增长趋于平缓，而第二季度储能项目投运规模相较于第一季度则大幅增长，占上半年总规模的74%，在4月一波小爆发后，6月新型储能投运装机规模更是达到了2924.53MW，环比增长206.86%。

图2 近三年1-6月新型储能装机功率同比增长图

图3 2023年1-6新型储能装机规模同比增长图

（一）电化学储能项目分析

2023年1-6月电化学储能投运项目共143个，装机规模为6.93GW/14.58GWh。其中磷酸铁锂储能项目高达133个，装机规模为6.848GW/13.798GWh；液流电池储能项目共6个，装机规模为10.1MW/56.1MWh；铅炭电池储能项目2个，装机规模为70.66MW/721.06MWh；钠盐储能电池1个，装机规模为1MW/4MWh；铅酸电池储能项目1个，装机规模为0.46MW/0.46MWh。

1、按区域分布分析

由图4可知， 2023年1-6月华东区域新增的电化学储能项目装机规模遥遥领先，总规模达到2.31GW/4.83GWh，项目个数占比达37.8%，一方面，山东、安徽两地政策推动电网侧独立储能项目和集中式共享储能项目的建设，建设规模大，100MW级的电网侧储能项目共12个，另一方面，浙江、江苏两省工商业用电量大，峰谷差价相对较高，且第三方独立主体参与辅助服务市场施行试点早，用户侧储能有更广阔的发展空间，因此有大量用户侧储能项目（21个）投运。西北区域总装机规模为1.69GW/3.98GWh，在宁夏、甘肃多个电网侧百兆瓦级储能电站以及新疆多个新能源侧配储项目投运的加持下，一跃成为电化学储能装机规模排名第二的区域。华中区域则凭借湖南省一己之力，来到区域储能投运规模top3，2023年1-6月份，湖南省共投运12个储能项目，装机规模高达1.2GW，均是100MW大型储能项目。华北区域，在多个内蒙古电化学储能项目并网投运的基础上，5月，山西大同两个典型百兆瓦级储能项目的投运也让华北区域新增装机规模稳定在了区域top4，达1.29GW/2.56GWh，两个项目分别为国内首家成功并网的全功能参与电网交易的电化学储能电站——中鑫电联大同合荣新型储能电站一期工程，以及山西省规模最大的锂离子电化学储能电站——华电大同热电储能工程。

图4 2023年1-6月各区域电化学储能装机规模分布图

2、按省份分布分析

由图5可知，2023年1-6月电化学储能装机规模top5分别是山东、湖南、安徽、宁夏和内蒙，其中山东和湖南省储能装机规模遥遥领先，达到1.2GW的规模，安徽宁夏和内蒙则紧随其后，装机规模均超过0.7GW，相差无几。在这些省份投运的电化学储能项目中，我们可以看到很多百兆瓦及以上的大型储能电站，准确来讲，大型储能电站项目占据总装机规模的很大比重，而在2022年上半年及以前，还鲜有百兆瓦级储能项目投运的身影，这一方面是由于各地现货交易市场政策及储能补贴政策还未完善，全生命周期下储能电站的获利模式不明确，各地储能电站如何参与电力现货市场仍是问题；另一方面上游原材料价格的剧烈增长致使储能电站成本增加，在未完善电力现货市场、未探索独立共享储能电站新模式的背景下，储能电站获利方式一般仅有峰谷套利这一种模式，获利方式不明确，交易途径不多样，成本过高在全生命周期中也会影响储能电站的相对收益，因此新能源储能增长一般，未实现真正的井喷式快速发展。而随着2022年6月7日，国家发改委发布《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》，鼓励新能源场站和配建储能联合参与市场，储能可作为独立主体、可与配建电源联合、可部分联合部分独立，参与电力市场交易。该政策还从价格上明确独立储能电站向电网送电时，充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加，降低了独立储能的运营成本。由于多地强制配储政策的施行，在新能源发电项目配储会增加成本，全生命周期内导致新能源电站压力增大的情况下，租赁共享储能电站容量作为配储容量不失为一种好的选择，在上游原材料的价格逐渐恢复正常稳定后，独立共享储能电站会拥有更好的经济性。

2022年9月2日，山东省发改委等三部门联合印发《关于促进我省新型储能示范项目健康发展的若干措施》的通知，指出新型储能示范项目可以作为独立主体可参与电力现货市场，并且鼓励发展大型独立储能电站，2022年末山东多个百兆瓦级储能电站顺利投运；2023年《2023年全省能源工作指导意见》指出到2023年底，新型储能装机规模达到200万千瓦以上，提出2025年全省新型储能项目装机总体目标。2023年上半年，山东百兆瓦级大型储能项目依旧火热，共投运8个百兆瓦及以上电网侧储能电站，占总装机规模的67%。

一方面，强制配置储能政策的施行，使得容量租赁具有政策强制性，2022年9月2日，湖南省发改委发布《关于开展2022年新能源发电项目配置新型储能试点工作的通知》，通知明确湖南省内风电、集中式光伏发电项目应分别按照不低于装机容量的15%、5%比例(储能时长2小时)配建储能电站。另一方面，2022年11月18日，湖南能监办发布公开征求《湖南省电力辅助服务市场交易规则(2022版)（征求意见稿）》意见的通知，基本明确独立储能电站参与辅助服务的获利规则。可以看出湖南省独立储能电站已经具备商业投资价值，2023年上半年，湖南省共投运12个储能项目，装机规模均为100MW/200MWh的电网侧储能项目，大型独立储能项目已在湖南省掀起波澜。

在政策的推动下，安徽和宁夏可谓是延续了2022年下半年的势头，2023年上半年有多个百兆瓦级大型储能电站项目投运，其中安徽阜阳风光配储项目、安徽枞阳260MW电网侧储能项目以及华润海原储能电站项目装机规模都达到了200MW。

与top前4不同的是，内蒙古自治区投运的储能项目则以新能源侧储能项目为主，主要在于风电光伏等新能源发电厂的配置储能。

图5 2023年1-6月各省电化学储能装机规模分布图

3、按应用场景分析

从应用场景分布上看，“大储”依旧占据绝对主导地位，电源侧和电网侧项目储能规模合计占比达98%，其中电网侧储能项目共投运59个，装机规模为4.77GW/9.58GWh，包括17个共享储能项目。电源侧储能项目共投运42个，装机规模为2.02GW/4.55GWh，其中大部分为新能源侧储能项目，共38个。用户侧储能项目主要来自浙江、江苏和山东， 2023年1-6月装机规模仅有137.5MW/452.5MWh，但项目个数与网侧、源侧项目相当， 达到42个，其中浙江省用户侧储能项目多达11个。浙江省作为工商业用户大省，在《2020年浙江省能源领域体制改革工作要点》和《2020年浙江省深化电力体制改革工作要点》中，浙江省就强调了坚持以市场化改革为方向，全面提速电力现货市场建设，引入负荷集成商、虚拟电厂、抽蓄、储能等新兴市场主体，适时参与电力中长期、现货市场及辅助服务市场，引导电源侧、负荷侧、储能侧资源深入参与电力市场交易。在2022年和2023年的《浙江省电力市场化交易方案》中，更要求全省工商业电力用户全部参与电力市场化交易，同时，分时电价政策的施行，让浙江省峰谷差价变大，加之多个储能补贴政策的施行，浙江省工商业用户储能收益较其他省份要高，工商业用户储能在市场中可参与的辅助种类多，收益更为可观，这使得浙江省工商业用户侧储能有很大的吸引力，市场规则相对更完善。

图6 2023年1-6月各应用场景电化学储能装机规模

图7 2023年1-6月各应用场景电化学储能装机规模占比分布

4、按储能技术分析

2023年1-6月投运/并网的电化学储能项目中，共有133个磷酸铁锂项目，装机规模达6848MW，占比高达98.81%；液流电池储能项目6个，装机规模为10.1MW/56.1MWh；铅炭电池储能项目共2个，装机规模为70.66MW/721.06MWh；钠盐电池储能和铅酸电池储能项目各1个，装机规模分别为1MW4MWh和0.46MWh。从2023年1-6月投运的新型储能项目中看，技术路线依旧呈现多元化趋势，多种电化学储能技术以及飞轮储能、超级电容等技术百花齐放，受限于成本及技术等因素，在多种储能技术中，较成熟的锂离子电池储能技术依旧占据绝对主导地位，而压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能等相对成熟的储能技术则保持快速发展，超级电容储能、固态电池储能、钛酸锂电池储能等新技术也已经开始投入工程示范应用，未来会有更多选择。

（二）非电化学新型储能项目

2023年1-6月份非电化学新型储能项目较少，共投运飞轮储能项目8个，装机规模为34.23MW，超级电容项目2个，装机规模为6.5MW，熔盐储热项目1个，装机容量为80MWh。

表1 2023年1-6月非电化学新型储能项目统计

（三）抽水蓄能项目

2023年1-6月共有5个抽水蓄能项目投运，合计1500MW，分别是河南天池抽水蓄能电站首台机组、2号机组、福建永泰抽水蓄能电站4号机组、河北丰宁抽水蓄能电站5号机组以及山东文登抽水蓄能电站3号机组，其中福建永泰抽水蓄能电站4号机组的正式投产发电，标志着福建省属国有企业自主建设、自主运营的首个抽水蓄能电站全容量投产发电。

表2 2023年1-6月抽水蓄能电站投运汇总

表3 2022年1-6月抽水蓄能电站投运汇总