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去年新型储能装机规模创新高 专家建议完善补偿与激励机制

中国电力网
2024-01-10
 来源:中证网
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  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。

  来源:中国证券报·中证网



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