一、2023年8月儲能項目投運總覽

  2023年8月，并網/投運的新型儲能項目共40個，總裝機規模為1.93GW/4.313GWh，裝機功率較7月份同比增長10.45%，仍然維持有較大規模的項目并網/投運。相較于2023年Q1和Q2（除6月）的投運規模，Q3 的7月、8月目前投運基數很大，均維持在1.5GW以上并且有穩步上升的趨勢。

圖1 2023年8月新型儲能裝機規模環比增長圖

（數據來源：中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會產業政策研究中心，下同）

  1、新型儲能技術

  目前新型儲能技術百花齊放，多種技術不斷應用于實際項目中去，并且長時儲能作為發展的要點，液流電池、壓縮空氣儲能、熔鹽儲能等適用于長時儲能的技術會占有更多的比重，但由于技術、環境以及成本等因素，目前磷酸鐵鋰電池儲能仍保持著絕對占比并且有短時間內的不可淘汰性。

  2023年8月投運的40個儲能項目中，有39個電化學儲能項目（混合儲能部分按儲能技術分開算），共有38個儲能項目使用磷酸鐵鋰電池儲能，這之中包括兩個梯次利用的儲能項目：大灣區使用公交車退役電池梯次利用儲能電站和華電巴音新能源場站集中式梯次利用儲能電站。隨著新能源汽車產業的迅猛發展，動力電池退役也被提上議事日程。退役動力電池梯次利用于儲能電站被認為是退役電池處理的最有效解決手段。然而，由于退役電池系統的安全管控和經濟價值利用一直缺乏可行的技術方案，所以退役電池的梯次利用一直難以付諸實踐。華電巴音新能源場站集中式梯次利用儲能電站在清華慈松團隊的帶領下取得梯次利用儲能的重大技術突破，有利于梯次利用儲能電站的后續發展。此外，內蒙古霍林郭勒鐵鉻液流+飛輪+鋰電混合儲能項目，采用1MW/6MWh鐵-鉻液流電池儲能系統、1MW/2MWh液冷鋰電池儲能系統和1MW/0.2MWh飛輪儲能系統三套不同系統，它的并網投運，標志著全球首套兆瓦級鐵-鉻液流電池儲能示范項目完成建設，鐵-鉻液流電池儲能技術路線邁入兆瓦級應用時代。

  2、應用場景（電化學儲能）

  如圖2所示，2023年8月，應用場景上電網側和電源側裝機功率規模占比高達99%，用戶側儲能僅為1%，儲能項目投運個數上三者平分秋色，電網側、電源側和用戶側分別有14、12和13個項目投運。

  其中電網側儲能項目裝機規模為1359MW/2727.62MWh，占總電化學儲能裝機功率的70%，14個項目中包括三個共享儲能電站項目，裝機規模為452MW/904MWh；電網側儲能項目中共有7個百兆瓦級儲能項目，其中重慶贏來大豐收，3個百兆瓦級大型儲能項目投運，包括三峽水利投資建設的重慶松溉、龍盛獨立儲能電站項目（共300MW/600MWh），以及大唐重慶銅梁淮遠儲能電站（100MW/200MWh），儲能電站投運后，能夠有效提高電網電力保供自主可控能力和新能源消納水平，保障重慶市迎峰度夏電力供需平衡。中核匯能欽南區250MW/500MWh集中共享新型儲能電站是廣西壯族自治區首批集中共享新型儲能示范項目中容量最大的儲能項目，對構建廣西地區新能源體系和統籌風光儲一體化發展具有積極意義。

  電源側儲能項目總裝機規模為551.4MW/1548.7MWh，平均儲能時長為2.81小時，相較于電網側儲能平均儲能時長（2.01小時）要長，這主要和電源側儲能項目的分布有關，8月所投運的電源側儲能項目均為新能源側儲能項目，新疆包含兩個：中節能吉木薩爾150MW“光伏+儲能”項目（37.5MW/150MWh）和新疆阿克蘇700MW光儲一體化項目一期項目（175MW/700MWh），按照新疆的新能源配儲政策，兩個項目均按照光伏容量的25%的比例進行配儲，儲能時長也是達到4小時。此外，華電青海德令哈1GW光儲項目也于8月22日完成全容量并網，儲能規模高達200MW/400MWh。源側裝機規模占總功率的29%，在各省新能源配儲政策的推動下，源側儲能電站的建設也都在有條不紊的進行中，據不完全統計，全國已有25個省（直轄市、自治區）發布了區域或者全省的新能源電站配儲比例的政策，其中新疆、西藏、山東、內蒙等地配儲比例較高，達20%左右，儲能時長為2小時和4小時的要求比較常見。

  用戶側儲能項目共13個，與7月份（14個）基本持平，總規模較小，僅占8月裝機功率的1%，為19.35MW/36.875MWh，其中浙江共投運4個用戶側儲能項目，總功率為17.72MW，占絕大部分比例，自2022年6月浙江省發布《浙江省“十四五”新型儲能發展規劃》以來，浙江省已經出臺了多項與儲能直接相關的政策，覆蓋了獨立儲能、第三方主體、用戶側等多種應用場景，包括了輔助服務機制，容量補償、投資補貼、放電量補貼多種內容。另外，浙江用戶側峰谷分時電價一天兩次尖峰低谷循環，更為用戶側儲能項目的開展賺足了眼球。

圖2 2023年8月各應用場景電化學儲能裝機規模分布圖

  3、區域分布（電化學儲能）

  如圖3所示，2023年8月，電化學儲能項目并網/投運主要集中在西北、華南、西南區域，共有19個儲能項目，裝機功率共計1.44GW，占總裝機規模的四分之三，其中西北及西南區域的電化學儲能項目投運的熱度不減，西北區域裝機規模仍最大，達到544MW/1505.7MWh，新疆、青海、甘肅等省份均有儲能項目投運，由于西北區域利好發展風光發電項目的特點，新能源配儲項目較多，其中就包括華電青海德令哈1GW光儲項目（200MW/400MWh）以及新疆阿克蘇700MW光儲一體化一期項目兩個百兆瓦級項目。西南區域總裝機規模排第三，包括重慶永川松溉、兩江龍盛儲能電站以及重慶銅梁淮遠儲能電站三個儲能電站，共計400MW/800MWh， 儲能電站投運后，能夠有效提高電網電力保供自主可控能力和新能源消納水平，保障重慶市迎峰度夏電力供需平衡。華南區域總規模為495.58MW/1012.4MWh，僅次于西北區域，雷州英利集中式共享儲能電站項目（200MW/400MWh）和中核匯能欽南區儲能電站項目（250MW/500MWh）兩個大型共享儲能電站項目于8月并網/投運。

  因此可見，電化學儲能項目的區域分布具有環境影響以及政策影響的特點，西北區域因為地理環境的特點，以新能源發電項目為主，又加之近年來政策的需求，此區域風光配儲電站的建設更多，配儲比例和儲能時長也相對于別的區域更高。華南和西南區域則以2h電網側集中/獨立儲能電站為主，這也符合當下大儲的發展趨勢，大規模電網側儲能具有很大的吸引力。而華東區域的特點則更加鮮明，11個儲能項目中有6個用戶側儲能項目，以江蘇和浙江兩省為主，近兩年隨著戶儲等第三方儲能直接參與輔助服務市場的政策更加完善，盈利方式更加明朗，尤其是浙江省，每月穩定會有用戶側儲能項目投運，積累了很多戶儲盈利的經驗。

圖3 2023年8月各區域電化學儲能裝機規模分布圖

  4、裝機功率Top5省份（電化學儲能）

  2023年8月電化學儲能項目投運規模top5省份分別為重慶、新疆、廣西、廣東和青海。據統計可知，這五個省份在8月均有百兆瓦級大型儲能電站并網/投運，重慶、廣西、廣東和青海四個省份（自治區、直轄市）以2小時儲能的百兆瓦級電網側儲能電站為主，伴有規模較小的儲能電站投運，這也側面反映了現在大儲更受青睞的趨勢，據統計知，目前新能源配置儲能利用系數僅有6.1%，由于政策不完善、收益方式不明朗等諸多因素，很多源側儲能電站并沒有得到很好的利用，而電網側集中/獨立儲能電站因其靈活性，可以采用租賃等盈利方式，滿足風光廠站政策配儲的要求，擁有較好的應用前景和發展趨勢。新疆則以新能源側儲能項目為主，根據政策的需求，配儲比例高達25%，儲能時長有4個小時。

圖4 2023年8月各省份電化學儲能裝機功率分布圖