去年新型储能装机规模创新高

在1月8日举行的2024中国储能CEO大会上，中关村储能产业技术联盟副秘书长岳芬表示，2023年我国新型储能装机规模再创新高，全年新增投运新型储能装机规模达21.5吉瓦/46.6吉瓦时，三倍于2022年新增投运规模水平。

在行业高速发展的同时，新型储能产业面临利用率低、调控运营体系不完善等多重挑战。与会专家建议，合理评估储能需求规模，根据储能的功能、场景价值，科学设计合理的补偿与激励机制，构建多元融合的发展新模式。

行业竞争加剧

据中关村储能产业技术联盟统计，截至2023年12月底，中国已投运新型储能累计装机规模达34.5吉瓦/74.5吉瓦时，功率和能量规模同比增长均超150%。其中，2023年新增投运新型储能装机规模达21.5吉瓦/46.6吉瓦时，三倍于2022年新增投运规模水平。

在装机规模创新高的同时，行业竞争加剧。据中关村储能产业技术联盟统计，2023年，国内储能系统中标规模达65.7吉瓦时，同比增长383%，共200多家企业摘得标的；从价格上看，储能系统中标均价持续下行，至12月跌至0.79元/瓦时，与年初相比近腰斩，并出现低于0.6元/瓦时的报价，创行业新低。

从出货量看，据中关村储能产业技术联盟统计，2023年，中国企业在全球市场储能电池（不含基站/数据中心备电类电池）出货量预估为185吉瓦时，不及年初预期。受多种因素影响，行业平均产能利用率50%左右，且下半年出货放缓。

岳芬表示，储能电芯迈向“大”时代。单体容量达300Ah以上的储能电芯从设计走向应用；同时，基于大容量电芯，储能电池舱单舱电量实现提升，宁德时代、阳光电源、天合储能等头部企业均推出20尺5兆瓦时集装箱储能系统。

岳芬预计，2024年国内新增新型储能投运装机规模将超过35吉瓦，延续高速发展态势。随着产能高速扩张、行业竞争加剧，缺乏资金以及技术积累不足的企业将面临生存压力。

面临多重挑战

与会专家表示，当前我国新型储能产业面临多重挑战，包括新能源配储利用率低、调控运营体系不完善、市场机制待优化等。

据中电联统计，2023年上半年，我国电化学储能电站日均运行4.17小时，仅达到设计利用小时数的34%。

中国工程院院士饶宏表示，目前，全国已有28个省（区、市）出台10%-20%新能源配储政策，新能源配储占电源侧储能比重超过80%。但从实际运行数据看，新能源配储平均利用率低。

广东新型储能国家研究院有限公司联席总裁陈建福表示，储能调控运营不佳有四方面原因：首先，大型储能集成系统普遍存在多机并联控制复杂、电池侧控制颗粒度低、电网支撑功能欠缺等问题；其次，储能与电网互动关键技术、规模化储能的调度运营控制技术等有待进一步研究和完善；第三，规模化储能应用的调控运营体系不完善，尤其是在配网侧、用户侧，储能未纳入有效调控；另外，电力市场交易主体、交易品类、价格机制等市场设计仍待优化。

陈建福表示，储能市场无序竞争，导致产品质量下降，进而影响到产品的安全性和可靠性。此外，储能电站运行维护中的巡视检测、风险预警、应急处置等亟待完善。

合理评估储能需求规模

饶宏表示，新能源快速发展将对消纳提出较高要求。比如，南方电网未来将引入大量区外电力，而区外电力以新能源为主，需统筹区内新能源发展和区外电力引入，合理评估储能需求规模。

据测算，2030年南方电网区域风光装机规模预计将达到3.2亿千瓦。在无配储的情况下，风光弃电量将达到333亿千瓦时，风光弃电率为6%；若按风光装机规模的10%配储，风光弃电量将下降至188亿千瓦时，弃电率下降至3%。

同时，储能配置需要综合考虑需求侧响应能力。饶宏认为，需求侧资源作为新型电力系统重要灵活性资源，其功能与储能存在一定程度的重叠。

1月4日，四部门联合发布《关于加强新能源汽车与电网融合互动的实施意见》，提出初步在长三角、珠三角、京津冀鲁、川渝等条件相对成熟的地区开展车网互动规模化试点示范，力争2025年底前建成5个以上示范城市以及50个以上双向充放电示范项目。

饶宏表示，以广东电网为例，预计2060年最高负荷将突破3亿千瓦，5%尖峰负荷规模将达到1500万千瓦。假设2060年广东省家用电动车达3000万辆，若其中1%参与需求响应，则响应规模约3000万千瓦（电动汽车充电功率一般为100千瓦），占全年预测最大负荷的10%，成为不可忽视的灵活性资源。本报记者 罗京

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