“今年前三季度，我國新型儲能項目新增投運裝機規模達12.3吉瓦/25.5吉瓦時，新增規劃、在建新型儲能項目規模102.8吉瓦/240.8吉瓦時。如果四季度能完成10%，年內裝機規模將達到49.6吉瓦時，是去年裝機水平的三倍。”在近日召開的2023中國能源研究會年會儲能專題論壇上，中關村儲能產業技術聯盟理事長陳海生指出，我國儲能正在經歷從商業化發展初期到規模化發展的轉變，預計今年新型儲能新增裝機量將達15吉瓦-20吉瓦，超過過去10年的總和。



近年來，我國儲能產業快速發展，產業鏈日益成熟，其中，電池制造產能占全球75%，正極和電解液產量占全球90%，主導全球電池供應鏈的趨勢愈發明顯。據不完全統計，今年以來，有420余項儲能相關政策發布，市場主體地位進一步明確，市場機制、價格機制和運行機制逐步改善。



儲能成本也實現快速下降。陳海生介紹，今年前三季度，儲能系統招標規模為15.7吉瓦/57.4吉瓦時，是去年全年系統采購量的2.8倍。儲能系統中標規模合計9.1吉瓦/38.7吉瓦時，遠超去年全年水平。EPC和儲能系統中標均價一直呈下行態勢，儲能系統9月中標均價同比下降35%，較年初下降34%，最低中標價格跌破900元/千瓦時。儲能電芯出現低于0.5元/千瓦時報價，0.5C儲能系統出現低于0.7元/瓦時報價。



陳海生進一步指出，非鋰儲能技術應用也逐漸增多。首個飛輪火儲調頻項目、首個飛輪+鋰電混儲調頻項目、用戶側單體最大鉛碳電池項目相繼投入運行。300兆瓦功率等級壓縮空氣儲能加速布局，多類液流電池細分技術路線以及百兆瓦級鈉電項目納入省級示范項目清單。



“當前，新型儲能技術路線多達數十種。”國網能源研究院原院長張運洲介紹，“'十四五'期間，多種技術路線將繼續并存，鋰離子儲能發展領先，全釩液流、壓縮空氣等多類型儲能處于試驗示范驗證期。'十五五'及中遠期，適用于電力系統的儲能技術路線將逐步明朗。”



在張運洲看來，新型電力系統各個應用環節對儲能裝置的放電時間和功率等級要求不同，只有多種儲能技術組合，才能滿足不同系統運行工況的技術需要。儲能應與新能源、火電、水電、核電以及需求響應資源協調運行，保持系統實時調節平衡。他認為，電化學儲能成本還存有較大下降空間，“十五五”期間將逐步接近抽水蓄能價格水平。在當前條件下，抽水蓄能技術經濟性更好，中遠期，以鋰電池為代表的新型儲能將在高安全、長壽命、低成本等技術難點上迭代突破，疊加應用場景豐富，將呈現出與抽蓄電站優勢互補、并行發展的態勢。



未來在以“沙戈荒”為重點的風光大基地開發過程中，儲能將發揮重要的保供和消納作用。張運洲指出：“無配套儲能情況下，新能源利用率僅為82%，若配套200萬千瓦、350萬千瓦儲能后，新能源利用率可分別提升至92%、95%。不過，通過配儲來提高新能源利用率目前仍然缺乏經濟性。”



張運洲強調，要圍繞新型電力系統發展全局思考儲能價值，深入探索新型儲能與各類資源協調發展路徑，按照穩中求進的思路推動新型儲能高質量、規模化發展。