乐鱼体育APP官方网站-今年新增并网储能规模有望破100GWh

2024年我国新增并网储能项目规模有望达到基准场景下的34.5GW/85.4GWh，甚至乐观场景下的43.4GW/107.1GWh。

近日举办的“储能行业2023年回顾与2024年展望”大会发布研究报告显示，2023年中国储能新增并网项目规模达22.8GW/49.1GWh，按容量规模比较，是2022年7.8GW/16.3GWh新增装机的近3倍。2022—2023年，国内市场连续两年实现超200%的高速增长。同时，2023年新增并网项目规模也超过去10年中国储能市场累计装机规模的总和。

展望2024年，在各地“十四五”储能发展规划、示范项目、新能源配储政策以及市场机制改革的持续推动下，我国储能行业还将持续高速发展。2024年我国新增并网储能项目规模有望达到基准场景下的34.5GW/85.4GWh，甚至乐观场景下的43.4GW/107.1GWh，分别对应实现74%、118%的增速。

市场活力澎湃

2023年是中国储能发展史上活力澎湃的一年。发展的动力离不开政策的完善——从国家到地方，2023年我国出台了100余条储能相关的电力市场政策和市场机制，包括储能专项政策、电力市场交易、辅助服务市场、产业发展规划、资金支持及补贴、技术标准、新能源配储等方面。截至2023年底，已有24个省区市公布的储能发展目标，到2025年将累计实现储能装机规模78.3GW。

国内共有29个省区市实现了新增储能项目并网，新增并网规模超过1GWh的地区共有13个，其中新疆是规模最大的区域市场 。全国共有272个业主或开发商实现了储能项目并网，国家电投连续第二年成为国内最大的储能开发商，新增并网规模超过1GWh的12家开发商全部为央国企能源开发商。175家储能企业集体发力，为新增并网项目提供储能系统，供货规模排名前十位的企业合计占57%的市场份额。

快速增长的需求也吸引了277家储能系统供应商和379家EPC单位入场“厮杀”，参与方数量较2022年增长超一倍。近30个区域的电能量市场、辅助服务市场等为储能开放了市场准入。在山东、宁夏、安徽等地，独立储能开始形成电能量市场+辅助服务市场相结合的盈利模式;凭借较高的电价差，珠三角、长三角的工商业用户侧储能获得了较高的盈利水平;西北等新能源装机规模较大的省份，开始为构网型储能制定相关的辅助服务补偿条款。

资本市场也异常活跃。嘉实财富管理股权产品经理王莞清介绍，2023年储能一级市场约发生400起融资事件，其中材料领域大约发生80起，是最为热门的领域，其次是储能系统、钠电等领域。

面临新考验、新挑战

“虽然储能行业处于快速发展阶段，但对于安全、寿命、效率，我们必须要承认，还没有办法给用户一个完全满意和放心的交代。” 中车株洲电力机车研究所综合能源双碳中心副主任黄志国指出，各电芯厂商在长时间、长寿命、耐高温产品上不断推陈出新。与此同时，面对纷繁复杂的储能产品，如何选择好技术路线，发挥和利用出最大价值，对系统集成商和用户而言，难度加大。

中电建新能源集团新能源与储能研究院执行院长王涛进一步指出，当前，新型储能技术路线百花齐放，相关技术标准和安全规范还不健全，储能产品报价下降趋势明显，业内对产品质量还是存在担忧。

目前，“新能源+储能”是业内主流的应用模式，但其实运行情况并不理想。中电联电动交通与储能分会副秘书长马晓光指出，从调研结果来看，储能配置比例存在不合理问题。为了降低用电成本，只有用户侧储能发展相对受市场化方向引导，电源侧和电网侧储能还需要联合管理部门、电网公司统筹规划，结合地方特点、电网网架实际情况，站在电力系统角度，合理规划设计。

“一些地方，政策一年一变。”王涛坦言，行业缺乏反馈新型储能功能定位和作用价值的疏导机制，政策存在不确定和不稳定性，以及储能收益怎么落地执行，投资商还有很多担忧。

马晓光进一步指出，储能电站运维和安全管理也在薄弱环节，亟待引起行业重视，尤其是新能源配储，电池搁置一两年不用，警惕时间长了，存在安全隐患。很多电站运维人员是由新能源场站的人员兼职作业，但储能除了要求掌握电气专业知识外，还要求了解化学、消防等知识技能。这对从业人员提出更高要求，要强加运维管理人员培训，提升其技能水平。

独立储能成新增装机主力

盈利能力，可以说是储能产业长远发展的关键。

“存在一些经营上或者调控方式不可预期带来的经济性风险，在项目投资过程中要重点进行风险把控。”中核汇产业协同中心副主任孙珂指出，在项目初始投资阶段，更加重视项目经济性、设备利用率，追求装机规模的最优，而不是储能项目越大越好。现有调控政策存在收益不确定性，一方面希望相关机构在调度运行策略方面让从业者可量化、可预期;另一方面，企业要一省一策、一项一策做好项目研判。

与此同时，独立储能以独立主体身份直接与电力调度机构签订并网调度协议，由电力调度机构调度管理，通过容量租赁、参与辅助服务和电能量市场交易、容量补偿等多种方式获得收入，盈利潜力可期，已经成为储能装机增长主力 。

“一方面，独立储能更容易接受电网调度，有助于储能更多参与对电网的支撑，对电网提供各种服务;另一方面，独立储能计量和价值核算相对简单，简化了储能的运营和结算机制。”中国三峡新能源战略发展部高级主管谭振龙指出，通过大规模集中建设独立储能电站可以充分发挥储能对电力系统的安全支撑，以及促进新能源消纳的作用。

当前，山东、四川、河南、江苏等地均出台政策，明确以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可转为独立储能项目。市场也在探索进一步拓宽独立储能电站的盈利渠道。

谭振龙指出，独立储能投资收益同样受政策引导和驱动，政策的持续性完善程度是影响独立储能电站收益的重要因素，希望地方持续推动独立储能政策不断完善，持续建立市场机制，推动储能走向市场化，实现储能自身价值。