从广东、山东、宁夏、湖南四地案例看新型储能何以三倍增长

2023年中国新增新型储能装机是2022年的三倍， 如此快速的发展是如何做到的？从粤、鲁、宁、湘四省典型案例中可以找到答案

文 | 徐沛宇  郑慧

编辑 | 韩舒淋

据中关村储能产业技术联盟统计，2023年，中国新增投运新型储能 （除抽水蓄能之外的储能） 装机规模为21.5GW/46.6GWh，功率和能量规模同比增长均超150%，三倍于2022年新增投运规模。

新型储能的新增装机容量在2023年首次超过了抽水蓄能近四倍，共有超过100个百兆瓦级项目投运，该规模量级项目数量同比增长370%。

中关村储能产业技术联盟理事长陈海生预计，2024年，中国新型储能累计装机将超过抽水蓄能，迎来历史性时刻。

储能产业是如何做到快速发展的？在“第十二届储能国际峰会暨展览会” （ESIE 2024） 上，有多位来自各地电网公司的负责人介绍了当地储能发展状况。我们选择整理了广东电网公司电力调度控制中心并网与新能源管理部高级经理刘洋、国网山东省电力公司电调度中心副总工程师张元鹏、国网宁夏电力有限公司电力调度控制中心副主任张慧玲、国网湖南省电力有限公司经济技术研究院院长单周平四位的发言。

广东是全国用电量最高的省份，山东是全国煤电装机量最大的省份，宁夏是全国首个新能源综合示范区，湖南是电价偏高、高峰期用电缺口较大的省份，这四个地方均有各自的代表性。在此整理这四地的储能发展经验，给读者参考。

广东：

新型电力系统特征凸显

储能利用率全国第一

广东是唯一全社会用电量超过8000亿千瓦时的省份，电网统调最高负荷1.45亿千瓦，居全国省级电网之首。其特点是峰谷差特别大，长期存在低谷调峰困难的问题。根据中电联《2023年度电化学储能电站行业统计数据》，广东储能平均利用率排名第一，达76%，远高于第二的56%。

广东新能源发展迅速。截至2024年3月，广东风光装机容量为4542万千瓦，同比增长46％。其中海上风电装机达1084万千瓦，位居全国第二，陆上风电装机达572万千瓦；集中式光伏1193万千瓦，分布式光伏1695万千瓦，分布式同比增长86%。

当前，新型电力系统的特征在广东逐渐凸显，新能源日波动超过1000万千瓦逐渐成为常态，系统调节压力大。尤其是在特殊天气，比如寒潮期间，新能源出力可以在5个小时内攀升近1000万千瓦，台风期间，风电出力快速攀升，当风速大于切出风速时，大量海上风机同时切出造成功率陡降，系统频率控制压力大。

节假日的高渗透率也给系统运行带来巨大挑战。2024年春节，广东新能源最大出力超2000万千瓦，渗透率达60％，而2023年春节的渗透率还是在30%左右。与去年春节相比，广东风光装机新增1324万千瓦，其中约一半是分布式光伏。

随着西电直流送入、核电及新能源规模不断增大，电网系统安全、保供应与新能源消纳矛盾突出。此外，谐波超标及宽频谐振风险、弱系统下新能源场站振荡风险开始凸显。参考国外出现的一些大范围停电案例，系统惯量和调节能力不足、系统供应能力不足等风险也值得注意。

以上情况都使得新型电力系统的特性更加复杂，这也给储能发展带来了一些机遇。

2018年起，广东从源侧起步，持续推进和完善储能不同场景应用。2023年3月15日，广东省委、省政府印发《广东省推动新型储能产业高质量发展的指导意见》，预计2025年储能装机达到300万千瓦，希望将新型储能产业打造成为广东“制造业当家”的战略性支柱产业。随后，广东又出台一系列政策，激励源网荷各侧储能发展。

• 其一，建立储能市场体系。当前，储能可以参与南方区域调频辅助服务市场、跨省备用市场，还可以参与电能量现货市场。
• 其二，提出新能源配套储能政策，2023年5月份，广东明确新增海上风电及集中式光伏电站和陆上集中式风电项目，按照不低于发电装机容量10%、时长1小时配置新型储能。该政策2023年激励新能源配套储能规模开工建设达到77万千瓦，预计2030年新能源配套储能累计装机达到300万千瓦以上。
• 其三，在用户侧鼓励多场景应用，对于认定的优质用户侧储能，电价参照蓄冷电价政策执行，峰平谷比价达到1.65:1:0.25，峰谷比从4.47倍变为6.6倍。

此外，广东还印发独立储能电站建设规划布局指引，给出32个新能源富集地区，12个负荷中心，引导十四五期间储能合理分布。

到目前为止，广东新型储能已经投产167万千瓦，248万千瓦时，34%是电网侧储能，43%是电源侧储能。电源侧储能绝大部分是火电的调频储能，另外有一小部分是新能源配储。

2023年12月28日，广东电力现货市场正式转入运行，预计2024年市场用户电量将超过6000亿千瓦时，规模全国最大。广东正在大力推进推动新能源、独立储能入市。

2022年，广东率先推出新能源参与现货交易，2024年1月1日，新能源入市规模突破千万千瓦。报量报价、全电量出清的新能源“广东模式”被推广到广西等省份，并应用于区域现货市场结算试运行。

独立储能方面，去年10月，宝湖储能电站在国内首次“报量报价”入市，实现独立储能由计划调度向市场调度转变。此外，万羚、峡安储能电站参与区域调频市场，为系统提供快速调频资源。实现可自动分时参与现货市场或调频市场，“分时复用”正式落地。

广东还组建了新型储能领域全国唯一的国家级创新中心，引领新型储能材料、装备、工程全产业链的创新发展。

对于新型储能，广东将坚持市场化道路，用系统需求引导市场，用市场发现储能价值，用价值撬动储能产业发展。

山东：

储能市场应用的三种盈利模式

储能建设跟各省的资源禀赋、电网运行情况密切相关。山东的电源结构以煤电为主 （超过55%） ，常规水电、核电、气电占比很小，风电、光伏装机占比约40%。

山东的风光发电发展迅速，目前有8500万千瓦的装机规模，预计2024年年底能达到1亿千瓦，远远超出十四五规划的目标。目前，山东的分布式光伏已经达到了4324万千瓦，10千伏以上并网的分布式只有400万千瓦左右，低压电网的分布式主要是房顶上的分布式项目。山东的分布式光伏最大出力达到3143万千瓦。春节期间，分布式光伏每天中午可能会弃电一两个小时。

截至目前，山东的储能电站有97座，容量是398万千瓦。其中，新能源项目配建的储能电站容量是108万千瓦，独立储能电站29座288万千瓦，火电荷储联合的电站有3座共10万千瓦。

储能电站实际运营情况是：2023年全年是累计充电量8.6亿度，放电量7.1亿度，2022年充电量是3.6亿度。平均等效利用小时数473小时，独立储能电站的等效利用小时数为774小时，新能源配建的储能项目利用小时数较低，仅为192小时。

山东的独立储能电站采用一次调度模式，参与电能量市场，或者是自主参与辅助服务市场。实际考虑到储能的调节特别快，如果参与调频辅助服务市场之后，基本上调频辅助市场就被储能完全用了，所以暂时没有让独立储能参与，他们在辅助服务市场只参与了电能量市场。而更新的规则正在会签过程中，将会有更明确的调频辅助服务市场规则。

山东从2020年开始建设新型储能，目前基本健全了储能的盈利模式，主要有三种：容量租赁，容量电价和峰谷套利。

以一个实际案例为例：一个运营较好的某独立储能电站，2023年全年年收益5352万元，其中容量租赁费收入2700万，容量电价收入600万，峰谷套利也就是电能量市场收入2052万，成本是5198万，净收益是154万元。

这个电站的电能量收益、容量补偿收入和租赁收益的比例，和山东独立储能电站2023年的收入结构基本一致：大约是租赁收入占比45%，容量电价收入约30%，电能量收益15%—20%。

对于配建新能源的储能设施转为独立储能电站，目前的政策是只要达到了10兆瓦，就可以转为独立储能电站入市，但是要求有独立计量，并网电压等级35千伏及以上。

在实际运行中，独立储能电站作为电能量出口时，没有对它的考核，对其他电源的考核规则是按照电量偏差积分，收取电量回收费用，而储能电站暂时没有这个考核，也就是说它想放电就随时放电，想不放就可以随时走。这导致储能电站往往集中投放，而且它充放电时间特别快，这对电网形成了一定的干扰。

新型储能电站的充放电特别快，火电作为调峰电源时是分钟级的调节，而新型储能是秒级调节的，它几秒钟内就可实现充放电切换，两个时间等级差别较大的调峰资源存在协调难题。

一个值得讨论的问题是：储能电站的建设费用在逐步在下降，一年前建的储能电站和现在的储能电站成本完全不一样，但是在租赁市场里，价格基本上一样。现在这个问题还没大量暴露，因为首批储能电站基本上都是在几大发电企业建设的，客户也是绑定的。一两年之后，可能就会有租赁企业反悔，虽然签了5年的租赁合同，但企业想反悔选择更便宜的储能电站租赁。先建的储能电站发挥了重要的历史作用，如果不从价格上给予照顾，可能就会导致储能电站建设速度放缓，政策上需要从这方面做出一些考量。

宁夏：

储能调峰提升

新能源利用率近1.3个百分点

宁夏是全国首个新能源综合示范区，风光资源丰富，水电、气电资源比较匮乏。

随着大型光伏基地项目的布局并网，宁夏出现了风光比例失衡。午间新能源消纳困难，晚间高峰时段又出现电力供应紧张。储能作为优质的灵活性调节资源，具有电源和负荷的双重属性，大力发展储能符合宁夏多煤少气缺水的能源特性，也成为电力发展的刚性需求。