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本次储能论坛期间，来自行业的权威专家、企业领袖、行业精英就能源结构转型升级、储能行业发展趋势、储能前沿技术等关键问题进行了深入讨论。
在主题演讲环节，中关村储能产业技术联盟专家宁娜以“新能源存储在新电力系统中的机遇与价值”为主题进行了深入分析。
宁娜 中关村储能产业技术联盟专家
前三季度我国新能源储能
新增运营规模超10GW
据中关村储能产业技术联盟最新统计，截至2023年9月底，我国已投运电力储能项目累计装机容量75.2GW，同比增长50%。 新增储能项目累计装机25.3GW/53.4GW，电力能源规模同比增长280%/267%。 新能源储能发展迅速，占比较去年同期增长20多个百分点。 从细分技术路线来看，锂电池装机量占据绝对主导地位，占比超过95%，同比增长7.2个百分点。
从新增市场规模来看，2023年前三季度，我国新投运电力储能项目装机容量为13.2GW，同比增长87%。 新增装机容量主要来自锂电池，占比93%。 其中，新投运储能项目装机容量为12.3GW/25.5GWh，同比增长925%/920%，新增规划和在建新储能项目规模为102.8GW/240.8GWh。 宁娜指出，如果四季度能够完成10%，年内装机量将达到49.6GWh，是去年装机量水平的三倍。
从区域分布来看，新能源储能项目分布于全国32个省市，“台前”规模仍占据绝对主导地位。 其中，16个省市电力规模超过100MW，9个省市能源规模超过GWh。 湖南17个百兆瓦项目6月投产，实现电力规模、能源规模“双第一”； 重庆首次跻身国内装机省份前10名。 针对新能源分配和存储的需求，独立储能和共享储能项目正在快速推进。 “表前”应用规模持续大幅增长，合计占比98%，用户侧占比已降至5%以下。
谈及新能源储能项目建设，宁娜指出：据不完全统计，我国新能源储能市场持续快速发展。 今年上半年新开工项目数量比去年同期增加一倍以上，新开工项目规模达到去年全年持平。 70%。 百兆瓦项目数量大幅增长，投运项目超过40个，是去年水平的两倍，规划/在建数量也超过去年水平。 值得注意的是，非锂储能技术的应用正在逐渐增多，例如：首个飞轮火调频项目、首个飞轮+锂电池混合储能调频项目、最大单体铅炭电池项目用户侧已投入运行； 300MW功率级压缩空气加速布局、多类型液流电池细分技术路线和百兆瓦钠电项目被列入省级示范项目名单。
从储能项目招标情况看，主要特点是招标总规模大、中标价格下降趋势明显。 宁娜表示，前三季度我国储能系统招标规模达到15.7GW/57.4GW，是去年系统采购量的2.8倍，集中采购量超过50%。
值得注意的是，在储能企业竞标的背景下，中标价格有明显下降趋势。 数据显示，前三季度我国储能系统中标数量近40GWh，9月份储能系统中标均价跌破1元/Wh。 2023年前三季度，储能系统中标总数为9.1GW/38.7GW，远超去年水平。 59%的中标（按能源规模计算）来自集中采购； 前三季度，EPC和储能系统平均投标价格呈下降趋势。 其中，2023年9月储能系统平均中标电价已达993.01元/kWh，同比下降35%，环比下降8%，较年初下降34%年。 最低中标价跌破900元/千瓦时。 储能电池价格低于0.5元/Wh，0.5C储能系统价格低于0.7元/Wh。
纵观储能企业在资本市场的活跃情况，宁娜认为，主要呈现“上半年资本市场活跃，下半年IPO进程放缓”的特点”。 随着储能市场持续火爆，吸引了大量资本涌入。
数据显示，今年以来，多起储能融资事件金额已突破亿元，上半年融资总额达734亿元（仅统计披露了具体金额的融资事件）。 除了锂电池及材料相关的研发和制造之外，还包括钠离子电池、液流电池、PCS、便携式/家用存储系统、储能安全、电池回收、智能制造、虚拟电厂资本普遍看好储能市场的增长空间。 与此同时，不少产业链企业在上半年进入上市程序或完成上市。
与上半年相比，由于政策变化，下半年IPO进程明显放缓，这给企业上市带来了一些变数。 对此，宁娜认为，从另一个角度来看，节奏的放缓并不一定是行业的障碍。 此次政策调整的初衷是希望资本市场能够保持健康发展，这对于行业的健康发展也将是一个长期的利好。 从企业的角度来看，可以利用这段时间重新审视和规划自身的情况，这将有助于提高企业的核心竞争力。
众所周知，储能产业的快速发展离不开政策的支持。 宁娜介绍，2023年上半年，我国发布了270多项储能相关政策，其中国家级政策19项，主要涉及储能示范应用、标准化管理、电价改革、多元化发展等方面。智能应用。 与此同时，第二批储能示范应用受到广泛关注，成为全国储能发展的标杆。 宁娜指出，随着第三个监管周期输配电价审批完成，电价改革思路更加清晰，灵活资源价值有望得到合理引导。 结合新基建和电力市场改革的进一步深化，用户侧多元化场景应用得到国家明确支持和鼓励。
储能可广泛应用
在电力系统的各个方面
在分析当前储能应用和商业模式时，宁娜提到，中国电力行业正处于“碳中和”目标下的转型阶段，电力系统的技术特性也发生了重大变化。 风能、光能渗透率的不断提高，赋予了电力系统新能源比重高、电力电子设备比重高、系统惯量低（两高一低）的特点，这将给电力系统带来新的挑战。整个电力系统。 在此情况下，也需要新的策略来应对电网规划和调度的变化，对灵活资源的需求也将不断增加。 储能是我国未来提高系统灵活性较为重要、可靠的选择之一。 。 它在经济性、调节性能、可用规模、技术成熟度等方面日益显现出竞争优势，是提高电力系统灵活性的关键选择之一。
储能可广泛应用于电力系统的各个方面。 宁娜表示，中关村储能产业技术联盟将应用领域分为三个维度。 第一个维度，将设备和工程接入地点划分为供电侧、电网侧和用户侧。 每个接入点都包含很多具体的应用场景，包括光伏配电、风电配电、独立储能等。 还有用户侧工商业场景，总共30多个场景。 第三个维度是储能可以提供的具体服务。 服务主要有六类。 每一类主要服务又分为很多细分服务类型。 同一个项目有能力提供多种服务。
具体来说，电力侧储能的主要应用场景是新能源分配与存储、热储联合调频、共享储能等。 三种场景应用较为普遍，而源网荷储并网和清洁能源基地外包两种场景仍处于发展初期。 在供电侧场景中，新能源配储收入主要来自弃电和增发。 但从目前实际应用项目来看，利用率还不是很高，加上间接效益，还不足以取得良好的经济效益。 未来随着新能源逐渐进入现货市场，支持储能可以实现现货价差套利，增加部分收入来源。
谈及一次调频，宁娜指出，一些省份已经做了一些尝试，但就目前情况来看，无论是市场还是技术都还在讨论之中。 以联合储热调频为例，其优势体现在市场化程度较高、经济性较好。 但也存在不足之处。 这是因为它采用锂电池作为主要技术路线，存在安全性、寿命等问题。 此外，市场容量有限，规则变化影响回报。
宁娜表示，在电网侧，共享储能目前还没有权威的定义，首先可以看作是一种商业模式。 具体共享包括使用权共享和容量租赁。 使用权共享主要是需求方根据自身需求获得不同时段的储能使用权，充分利用多个需求方在空间和时间上的互补性，提高储能装置的利用率。 降低储能整体计量容量。 涉及多个需求方的实际使用权，实施难度较大。
宁娜指出，容量租赁是目前电网侧市场最主流的应用模式。 需求方是新能源站。 经新能源站与储能电站协商，租赁容量满足并网条件。 目前，不少省份结合本省电力市场建设开展了共享储能商业模式的探索； 山东、山西、甘肃、广东等典型省份制定了储能参与现货市场的规章制度。 该场景目前正处于规模化应用阶段，共享储能的收益主要包括能源时移套利、辅助服务补偿、容量补偿、容量租赁等。 目前，还没有一个省份能够真正实现效益的有效叠加。
在分析用户侧话题时，宁娜认为，工商业是国内用户侧储能最重要的场景，带来的好处包括基础电费降低、电费降低、需求响应补偿、辅助服务等。谷间价差套利仍是用户侧储能的主要收入来源。 2023年11月，全国有16个地区最大峰谷电价差超过0.7元/千瓦时。 广东价差最大，为1.3169/kWh。 冬季错峰供电期间，13个地区实行错峰电价，峰谷电价差明显拉大。 补贴政策是鼓励用户侧储能装机增加的另一种方式，包括投资、放电、容量等形式的补贴。 广东、江苏、浙江数量最多。
预计2027年国内新型储能上市
累计规模将达97GW
演讲最后，宁娜从储能技术、技术应用场景、商业模式和市场规模等方面分享了她对未来储能市场的展望。
从技术发展趋势来看，低成本、高安全性、大规模、长寿命的储能技术仍将是未来发展的主流。 目前，主流储能技术如锂铁电池、液流电池、压缩电池等均已在百兆瓦级别得到应用。 未来，从锂资源替代和满足新型动力系统需求的角度出发，行业将更加关注固态电池、钠离子电池、锂离子电池等潜在锂资源替代技术的研发。水性电池。 此外，在未来可再生能源高渗透率的场景下，对长时储能技术，包括多日、跨季节长时储能技术的需求将会增加。
从储能技术应用场景趋势来看，混合储能系统正处于发展初期，且比单一储能系统更加复杂。 现有的PCS、能源管理系统和控制策略不能满足要求。 今后，研究将逐步显现示范效果。
从商业模式来看，储能电站无论安装在哪一边，无论是与可再生能源站共用场地，还是独立并网，都必须从电力市场获得收益，获得多重效益。 覆盖。
在市场规模方面，宁娜表示，中关村储能产业技术联盟主要结合自建数据库，结合各省发展规划，运用系统动力学的方法论，对未来储能市场规模进行预测。滚动基础。 预计保守情景下，2027年国内新能源储能累计规模将达到97GW，理想情景下这一数字将达到138GW。 两种场景的年复合增长率均在50%以上。
宁娜认为，过去一年中国储能发展迅速，总体来看，中国储能已成趋势。 展望新的一年，我国储能有望保持良好发展态势，储能技术也将快速发展，大型项目将成为常态。
