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发布时间：2023-02-15
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关键导读：新型储能 储能行业 储能产业
2月13日，国家能源局在京召开例行新闻发布会，发布2022年可再生能源发展情况，并介绍完善可再生能源绿色电力证书制度有关工作进展、全国新型储能装机规模情况以及全国电力市场交易规模有关情况，并回答记者提问。
在储能方面，国家能源局能源节约和科技装备司副司长刘亚芳介绍全国新型储能装机规模情况。她表示国家能源局认真贯彻落实“四个革命、一个合作”能源安全新战略，锚定双碳目标，大力加强新型储能行业宏观引导，促进产业规模快速发展，带动技术创新多元化，为支撑构建新型电力系统提供了宝贵经验。
一、初步建立新型储能行业管理体系
近一年多来，国家能源局同国家发展改革委出台《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《“十四五”新型储能发展实施方案》《新型储能项目管理规范（暂行）》《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》等一系列政策，开发建设全国新型储能大数据平台，初步建立了全国新型储能行业管理体系，统筹推动全国新型储能试点示范，为新型储能技术创新应用和产业高质量发展奠定了基础。目前，全国所有省（区、市及新疆生产建设兵团）均已不同程度开展新型储能发展政策研究。
二、新型储能装机规模增长提速
根据各省级能源主管部门上报的数据，截至2022年底，全国已投运新型储能项目装机规模达870万千瓦，平均储能时长约2.1小时，比2021年底增长110%以上。
分省域来看。截至2022年底，累计装机规模排名前5的省份分别为：山东155万千瓦、宁夏90万千瓦、广东71万千瓦、湖南63万千瓦、内蒙古59万千瓦。2022年新增装机规模排名前5名的省份分别为：宁夏89万千瓦，山东89万千瓦，湖北53万千瓦，湖南50万千瓦，内蒙古33万千瓦。
三、以锂离子电池为主，新型储能技术多元化发展态势明显
截至2022年底，全国新型储能装机中，锂离子电池储能占比94.5%、压缩空气储能2.0%、液流电池储能1.6%、铅酸（炭）电池储能1.7%、其他技术路线0.2%。
从2022年新增装机技术占比来看，锂离子电池储能技术占比达94.2%，仍处于绝对主导地位，新增压缩空气储能、液流电池储能技术占比分别达3.4%、2.3%，占比增速明显加快。此外，飞轮、重力、钠离子等多种储能技术也已进入工程化示范阶段。
除此之外，刘亚芳还表示全国新型储能装机规模持续快速增长，主要有以下五个方面原因：
一是碳达峰碳中和目标的提出，为储能快速发展创造了良好机遇。为推动实现碳达峰碳中和目标，加快建设高比例可再生能源的新型电力系统成为我国能源事业发展的重要任务。风电、光伏发电存在间歇性、随机性、波动性，现有电力系统要接受和消纳大规模高比例波动性强的风电、光伏发电，亟需大力发展各类储能以弥补电力系统灵活性调节能力缺口。
二是支撑技术产业发展的顶层设计不断完善，为新型储能快速发展奠定了政策基础。近年来，国家出台了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》《新型储能项目管理规范（试行）》《“十四五”新型储能发展实施方案》《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》《电力辅助服务管理办法》《关于加强储能标准化工作的实施方案》等一系列政策文件，始终坚持市场主导、政策驱动，强调统筹规划、多元发展，鼓励创新示范、先行先试。随着政策体系逐步完善和市场环境不断优化，多种示范引领带动效果凸显，新型储能发展进入了快车道。
三是新型储能特性与传统的储能技术形成优势互补，使新型电力系统构建有更多的选择。较之于传统的抽水蓄能，新型储能选址灵活、建设周期短、响应快速灵活、应用场景多元，与抽水蓄能可以形成优势互补，在不同的场景中解决新能源接入电力系统时带来的强随机性、高波动性等问题。
四是技术突破和经济性提高，为新型储能快速发展进一步创造了有利条件。近年来，国家新型储能技术发展速度不断提升，能量密度、功率密度和循环寿命大幅提升，安全防控技术和措施不断完善。储能用锂离子电池能量密度较十年前提高了一倍以上，功率密度提升约50%，目前已形成较完备的产业链；液流电池、钠离子电池、压缩空气储能、飞轮储能等技术发展迅速。尽管上游原材料价格快速增长，以锂离子电池为主流的储能电池系统成本仍呈下降趋势。新型储能行业整体处于研发示范向商业化初期的过渡阶段，并逐步形成产业化体系。
五是地方政府和各类市场主体发展建设新型储能积极性高涨，为新型储能快速发展注入了活力。各地加大新型储能发展研究力度，制定专项规划或者在相关能源规划中明确新型储能发展目标，通过开展省级试点示范、制定补贴政策等方式大力推动新型储能发展。能源企业、社会资本等各种投资主体对于新型储能的投资热情高涨，加快了新型储能项目建设和落地进度。
在储能参与电力市场方面，国家能源局市场监管司副司长赵学顺介绍到2022年年底，我国电力辅助服务实现了6大区域、33个省区电网的全覆盖，统一的辅助服务规则体系基本形成。2022年，通过辅助服务市场化机制，全国共挖掘全系统调节能力超过9000万千瓦，年均促进清洁能源增发电量超过1000亿千瓦时；煤电企业因为辅助服务获得补偿收益约320亿元，有效激发了煤电企业灵活性改造的积极性，推动了煤电由常规主力电源向基础保障性和系统调节性电源并重转型。
赵学顺表示国家能源局将按照“以需求为导向、以转型为目标、以市场为抓手”的原则，重点开展以下三个方面工作：
一是进一步加大电力辅助服务市场建设力度。会同相关部门制定辅助服务价格办法，建立市场化的价格形成机制。修订完善有关市场交易细则，推动调频、备用等辅助服务品种市场化，以市场竞争方式降低系统整体调节成本。同时，结合深化燃煤发电上网电价市场化改革等有关要求，指导各地科学界定辅助服务需求的原则和具体标准，引导用户侧合理分摊辅助服务费用，共同承担系统调节成本，更好保障能源电力安全供应和清洁低碳转型。
二是进一步拓展辅助服务覆盖广度。加快引导电储能、工商业负荷、电动汽车充电网络、虚拟电厂等新业态参与系统的调节，发挥现有试点的示范效应，推动电力系统由“源随荷动”向“源网荷储互动”升级。建立健全跨省跨区辅助服务市场机制，充分优化各区域省间错峰互济空间和资源共享能力，有效促进区域能源协调发展。
三是进一步挖掘辅助服务功能深度。根据新型电力系统的运行特点，指导各地因地制宜地研究设立转动惯量、爬坡、调相等辅助服务新品种，切实提升电力系统可靠性和电能质量，更好地保障电力安全供应。鼓励供水、供气、供热等公共服务行业的用户负荷参与，形成多能协同优化的整体格局，不断提高我国能源的整体利用效率。
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