当前，全国已有29个省市规划了“十四五”时期新型储能的装机目标，总规模超9000万千瓦。在业内人士看来，我国储能行业将继续快速增长，下半年新增储能规模有望是上半年的2倍。新型储能的发展路径已从“重配置”转向“重应用”，其配置方式也逐渐由政策引导转向市场需求的驱动。
▲王海霞/摄
近日，乌鲁木齐市相关部门提出，到2025年，力争全市用户侧储能示范项目总装机规模达到80MW/160MWh以上，对于落实配置用户侧储能要求的终端用户，在项目备案、并网、调度运行等方面给予优先考虑。黑龙江省工信厅也提出，到2026年五氧化二钒年生产能力达到3.5万吨以上，全省钒产业产值达到400亿元。
在储能规划目标方面，全国已有29个省市规划了“十四五”时期新型储能的装机目标，总规模超9000万千瓦。在业内人士看来，我国储能行业将继续快速增长，下半年新增储能规模有望是上半年的2倍。新型储能的发展路径已从“重配置”转向“重应用”，其配置方式也逐渐由政策引导转向市场需求的驱动。
市场高速发展
六地调高新增储能目标
2024年新型储能行业的发展势头持续强劲，产业政策支持力度不减，逐步向推动新型储能规模化和市场化发展转变。截至2024年6月，共有6个地区更新了“十四五”新型储能装机目标，分别为天津、山东、湖南、内蒙古、陕西和广东，共计调增规模1450万千瓦。
2021—2023年，国家已出台加快新型储能发展指导意见、“十四五”实施方案、项目管理规范等一系列政策，基本形成了支持新型储能发展的政策架构，明确了发展规划、项目管理、市场机制、电价政策、技术创新与示范应用等方面的导向，我国新型储能产业政策逐步向推动新型储能规模化和市场化发展转变。今年，国家持续完善新型储能政策体系，为新型储能发展提供良好政策环境。
尤其是今年9月，《中华人民共和国能源法（草案二次审议稿）》公布并公开征求意见稿中提到，推进新型储能高质量发展，发挥各类储能在电力系统中的调节作用。“新型储能”首次被列入《能源法》二次审议稿，体现了新型储能在能源行业中的重要地位。在新能源配套储能政策方面，已有26省区明确新能源配储要求，要求多为按照不低于光伏及风电装机容量10%—20%，时长2小时或4小时配置。
今年以来，多份政策文件发布规范新型储能并网接入，新型储能调度运用不断增强，调节作用逐步显现，国网经营区2024年上半年新型储能等效利用小时数达390小时、等效充放电次数约93次，较2023年上半年分别提高约100%、86%。
“在用户侧储能支持政策方面，截至2024年9月，24个省份和地区调整了电价政策。主要包括完善峰谷时段划分、拉大峰谷价差、建立尖峰电价机制、扩大执行范围、明确市场化用户执行方式等。”国网能源研究院研究员胡静对《中国能源报》记者表示，运用价格信号引导电力削峰填谷，间接促进了用户侧储能发展。目前大部分省份和地区的一般工商业或大工业用电的部分峰谷价差超过0.7元/千瓦时，且可实现每日两充两放，达到用户侧储能峰谷套利模式的商业化运营条件。
下半年新增规模预计超上半年
储能整体利用率仍低于设计
如今，锂离子电池储能电芯向300Ah+、500Ah+更大容量跨越、更长寿命、更高安全方向迈进；系统集成规模突破了吉瓦时级，循环寿命不断延长；全钒液流电池储能处于百兆瓦级试点示范阶段，电堆及核心关键原料等自主可控，电池隔膜难题也实现突破。随着新型储能技术创新不断突破，装机规模也不断提升，业内普遍预测，2024年下半年新型储能新增规模预计超过上半年。
中关村储能产业技术联盟发布数据显示，截至2024年6月底，中国已投运新型储能累计装机首次超过亿千瓦时，达到 4818 万千瓦/1.08亿千瓦时，功率规模同比增长129%，能量规模同比增长142%。2024年上半年，新型储能新增投运装机规模1367万千瓦/3341万千瓦时，功率规模和能量规模同比均增长71%。下半年将继续保持快速增长态势，预计2024年全年新增装机规模为3000万—4100万千瓦。
“目前，Top10省份装机均超吉瓦时；地域辐射全国；新疆和江苏分列能量规模和功率规模第一。”中关村储能产业技术联盟高级研究经理李晨飞表示。在项目层面，自山东地区百兆瓦级项目成功投运以来，百兆瓦级项目的成熟性得到了验证。目前，市场趋势日益倾向于投资集中式、大规模的储能项目。据统计，今年上半年新增大于100兆瓦的储能项目数量达到了57个，其装机规模达到了9.3亿瓦。
“综合分析研判四季度将有约1400—1800千瓦新型储能项目投运，预计2024年底国网经营区新型储能发展规模将达到6000万—6400万千瓦。”胡静表示，值得注意的是，新型储能电站利用水平逐步提升，但整体仍然低于设计利用率。2024年上半年，国网经营区新型储能电站充电量77.3亿千瓦时，放电量66.4亿千瓦时，综合利用小时数459小时，同比增长140小时。国网经营区上半年新型储能等效充放电次数109次，平均日等效充放电次数为0.6次，低于至少1充1放的设计利用率。
从“重配置”向“重应用”转变
须与电力系统安全高效运行相匹配
在新型储能产业快速发展期，出现了非专业资本盲目跨界、同质化低质竞争严重、产品关键性能指标和安全性不达标等诸多乱象，间接导致了储能电站利用率偏低及安全隐患问题。业内人士认为，目前，新型储能产能扩张有所减缓，新型储能从“重配置”到“重应用”，配置方式逐步由政策驱动转变为市场需求驱动。
业内普遍认为，储能向“重应用”转变意味着储能系统的设计和部署不再仅仅关注其硬件配置和能量存储容量，而是更加注重其在实际应用场景中的性能、效率和灵活性。在“重配置”阶段，储能系统的重点在于如何最大化存储能量，提高系统的功率和能量密度，以及如何降低成本。
“新型储能作为系统调节的一类增量技术手段，其发展必须与电力系统的安全绿色经济高效运行的需求相匹配。”胡静表示，近一段时期，新型储能的开发建设主要还是满足新能源的大规模发展，但其配置场景将逐步向更加精准化转变，除为系统调节资源外，还将担当提升系统安全稳定运行的电网设备角色。
天津大学电气自动化与信息工程学院副院长王守相向《中国能源报》记者表示，储能技术在新型电力系统中的重要作用不容忽视，尤其是在配电网中具有其不可替代的价值。通过在配电网中有效配置储能系统，可以显著提升新能源的消纳能力，进而增强配电网的灵活性和可靠性等多方面性能。在储能应用领域，一个至关重要的方面是对其在配电网中的价值进行科学评估，这涉及如何运用多种指标，从经济性、可靠性、利用率以及环保性等不同维度开展综合而有效的评估，科学地评价储能应用服务的价值，从而指导储能的优化配置与最优运行。以经济性评价为例，需要考虑储能设备的购置成本、运营和维护成本，以及外购电能的成本等多种要素。
文丨本报记者 苏南
