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。

在外送电量方面，宁夏是全国首个外送超过内供的省级电网。宁夏所有的火电以及新能源主要集中在中部干旱带的吴中和中卫以东地区，而60%的负荷是分布在北部的银川秀山地区，所以从负荷和电源的分布来看，呈现南北逆向分布的特征。

目前宁夏新能源的总装机是3700万千瓦，新能源装机的渗透率是55%，电量的渗透率达到27%，电力的渗透率是70%，这三项指标均超过欧盟达到国际领先水平。

但是从调节资源来看，水电气电的调节资源相当匮乏，占比不足1%，目前主要依靠火电来灵活性调峰，90%以上的火电已完成了灵活性改造，火电的调峰能力已挖掘殆尽。预计在十四五末，新能源装机将超过6500万千瓦，届时的装机渗透率将超过60%，新能源装机的增速远超过负荷的增速，同时，分布式项目的占比还将进一步拉大。所以午间新能源消纳困难与晚高峰时段电力供应不足的问题将更加凸显。

在储能发展方面，宁夏的政策有以下三个特点：

  • 一是宁夏鼓励发展大容量的独立共享储能，优先鼓励新能源富足的地区发展独立的共享储能。单站容量大是宁夏储能发展的最大特色，单站容量20万千瓦的占40%，15万千瓦的占15%，其余均是10万千瓦的。

  • 二是明确新能源配储原则，存量新能源与增量新能源是按照同等要求配建储能，也就是装机的10%加两小时进行配置，新增的新能源项目必须与配套储能同步投运。

  • 三是制定了总量新能源配置的奖惩措施。 从2023年起，未配储的存量新能源在新能源消纳困难时将予以优先弃电。 在政策的指引下，约1900万千瓦的存量新能源项目，通过自建或者是容量租赁储能电站的方式满足了配储的要求，这也是推动宁夏储能规模快速增长最主要的因素。

目前宁夏的并网储能电站是32座，总规模为327万千瓦，位居全国第五。宁夏的绝大部分电网侧共享储能都是独立电站，储能和新能源的配比接近9%。2023年，宁夏新增的储能容量是196万千瓦，增幅位居全国第三。2024年一季度，宁夏完成了全国首个百兆瓦级的构网型储能电站的并网，预计2024年宁夏新增的储能容量是110万千瓦，到年底储能装机将超过400万千瓦。

从地区分布来看，宁夏的储能设施主要分布在新能源富集的南部地区。从建设类型来看，宁夏的电网侧独立储能占比达到93%，电源侧的配套组仅占7%，从技术类型来看，宁夏全部为电化学储能，主要为磷酸铁锂电池。

从投资集团来看，电网侧的独立储能主要由大型央企和国企的发电集团来投资建设。宁夏的储能一并网就可以进入电力市场交易。

2021年，宁夏出台了调峰规则，在新能源消纳困难时，由储能来充电调峰，按照充电电量进行补偿。调峰补偿的价格上限是6毛钱每度电，调试期打8折。这个是按照火电深调费用分摊的，由新能源场站按照交易时段的上网电量分摊。

宁夏还挖掘了储能电力保供的价值，当地政府出台了全国首个储能调峰的规则，即在电力供应紧张时，储能放电顶峰，按照放电电量补偿，补偿的价格按照不同时期和成本的差异，分别是每度电一块二和一块钱。储能顶峰补偿费用是由市场化用户按照顶峰交易期间的用电量进行分摊。

另外一个收益模式是容量租赁模式。目前宁夏储能电站平均容量租赁价格约是220元每千瓦，独立储能容量的租赁出租率达到83%。租赁价格呈现下降趋势，例如楚南电站的租赁费用由2023年初的每千瓦320元，下降到目前的200元每千瓦。

在实际的调度运行中，宁夏实现了火电压舱，风光优先，储能调节这个智能控制模式，保证了新能源的优先消纳。

在储能调用方面，宁夏实现了风光荷储协同控制模式，所有储能电站全部接入调度端的自动化系统，调度员可以实时监视电站的运行工况以及充放电的状态。

具体的调用策略是：在日前交易组织阶段，首先安排参与储能调峰和顶峰的储能电站报量报价，通过调度计划安全校核后，在日前进行预出清。在实施运行中，调度员根据电网的实际运行需求统一下令调用。

在新能源消纳和电力保供上，总体原则是先省内后省间，也就是说在新能源消纳困难时，首先是安排火电进行基础调峰，若仍出现消纳困难，按照发电成本最小化原则进行火电的深调和储能的调用。

目前宁夏的火电深调价格分为4档，最低价格是0.3元每千瓦时，最高价格为1块钱每千瓦时。储能的充电补偿价格调试期和非调试期分别是4毛8和6毛钱。按照申报价格由低到高来进行调动，调用以后如果仍出现新能源消纳困难时，就会通过西北跨省调峰以及省间现货等手段保障新能源消纳。

2023年，宁夏储能的综合利用小时数达到1006小时，超过西北地区平均近200个小时，最大的充放电的深度约90%，充放电量也是在西北地区领先。宁夏的储能平均利用率指数是56%，排名全国第二，高于全国平均值18个百分点。

2022年底并网的首批电网侧独立储能电站，在2023年的调用次数均超过了300次。2023年新能源消纳困难时段，储能的最大充电电力达到229万千瓦，促进了新能源电力发电屡创新高。午间新能源最大出力达到超过2000万千瓦。储能调峰提升了宁夏新能源利用率近1.3个百分点。

宁夏虽然是新能源大省，但在晚高峰时段新能源实际出力只有80万千瓦，晚高峰最大缺口达到了200万千瓦，使用储能顶峰后，最大增加的供电能力是221万千瓦，相当于7台30万的火电机组。

宁夏储能收益约60%来自辅助服务市场，国家新的价格政策执行后，储能的收益将有明显的下降。 建议加快现货电力市场建设，根据供需形势适当来拉大现货价差，给予储能的一个合理的收益。 第二，建议优化完善顶峰的辅助服务分摊方式，调动储能调节的积极性。 第三，促进储能参与中长期的电力交易市场，弥补其辅助服务价格下降的影响，形成中长期加现货加调频，加容量租赁这样多样化的市场运营模式，促进储能的健康可持续发展。

湖南：

配电网储能发展大有可为

农村人口逐渐向城镇集中，在供电服务要求均等化的要求下，如何补齐农村项目发展短板？这在湖南电网比较突出，配电网整体发展不平衡、不充分。

湖南目前分布式光伏、风电以及电动汽车的大规模接入，给配电网的运行和发展带来新的挑战。

截至2023年底，湖南省分布式光伏的发展规模已超过700万千瓦，2023年新增量为350万千瓦，新能源汽车保有量目前是达到了35万辆，预计到2025年新能源汽车保量会超过50万辆，大量增值要素接入配电网，给湖南的配电网发展带来了更大的挑战。

通过不同类型的电网系统负荷曲线可以看得到，公交车物流车充电基本在晚上，但是电动出租车私家车比较难预测，大功率的短时充电对配电网提出了很大的挑战。

储能在配电网的应用可以提升配电网的调节能力，实现源荷的需求响应，提高电网的运行效率，降低电网的建设成本，因此配电网储能的发展比较迫切。

储能的发展可以很好的平移新能源发电和供应的不足。针对新能源并网带来的一些问题，储能可以提高系统的调节能力，提供系统的备用、转动惯量服务，还能够作为黑启动电源提升系统的运行特性和整体效益。

储能可以促进分布式能源的就地消纳，提升友好度和匹配度，提升电网电压质量。湖南电网探索了源荷聚合的互动平台，充分利用数据来提升了小水电风电光伏的消纳水平。目前已建成4个大型的互动平台。

储能还改善了分布式电源接入的引起的波动性问题。大量电力电子设备接入电网后，带来较大波动性。利用储能电压支撑技术，提高新能源接入以后用户的响应能力。针对偏远地区电网薄弱，人口稀疏，电网建设投资巨大这些问题，同时还叠加了周边网络资源紧张、用户的可靠性要求较高等一系列挑战，储能可以增强电网薄弱地区的供电保障能力，延缓或者替代周边的工程投资，降低电网的建设成本。

湖南电网公司研制了一款光储一体化的调控装置，针对短时的低电压场景，利用柔性控制解决末端的低电压等问题。该设备在两个地区进行了应用，它可以在不同的电压水平，不同的光照资源，采用不同的充放电策略和系统来实现电压水平的控制。这项新业务对低电压带来的效果是比较明显的，它能够将负荷电压维持在200伏到290伏之间。

在季节性临时性工作比较显著的地区，湖南电网探索利用移动式储能方仓来提高特殊时段的应急防控能力，它可以有效缓解春节期间变压器的过低负荷问题。这种装置它同样可以适用于在特殊地段的应急保供保障。

随着峰谷电价价差越来越大，湖南出台了积极支持用户侧储能的发展应用的政策，鼓励通过储能、光伏来建设小型微网公司，降低企业的系统风险。

在储能的多元化应用方面，随着通信控制器架构的深入发展，配电网侧储能正在与充电站、数据中心、通信基站等紧密结合，以储能装置为中心，实现了能源管理的信息化和智能化。目前还可以利用储能构建微型电网，实现电力电量的基本平衡，为末端电网园区提供规模化大量电，微电网与大电网的协同，最大化地提升电网系统的稳定性，并降低运行费用。

在电网延伸的末端地区稳定供电比较困难，湖南电网在探索利用一体化的微型装置，来实现偏远山区的独立供电。这种方式解决了一些高寒山区以及一些农村空心化地区的高成本供电问题。这些地方如果是通过电网改造的话，估计成本至少要翻1~2倍。

在安全方面，电化学储能目前还是存在一定的安全问题，需要从电池的本体出发，系统性地监控电池，从设备运维等多个维度保障安全。在成本方面，目前全寿命周期成本还非常高，同时盈利模式还比较单一，所以投资积极性也不是太高。

但总的来说，在配电网领域，储能仍将有大规模发展。