国内储能累计装机首次突破50GW

据相关报告显示，截至今年9月末，国内已投运电力储能项目累计装机规模达50.3吉瓦，同比增加36%。

储能项目类型主要是抽水储能和新型储能，后者包括电化学储能、压缩空气储能等储能技术。在“碳中和、碳达峰”目标下，中国电力系统向以新能源为主体的新型电力系统转型，储能是其中灵活调节电源的关键一环。

其中，传统的抽水蓄能累计装机占比在持续走低后，今年有所回升，占比上升0.2个百分点至85.6%，仍是国内储能项目的大头。占比重新上升的原因主要是成本疏导路径明确，2021年5月，国家发改委下发《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确以“两部制”电价政策为主体，以竞争性方式形成电量电价，并将容量电价纳入电网输配电价回收。这一政策明确抽水蓄能项目容量电价可达6.5%的资本金内部收益率，明确了成本疏导路径，鼓励非电网企业参投。

成本得以疏导后，市场兴趣明显增加，除了传统投资主体电网企业，各大发电企业、基建企业等市场主体热情高涨、跑马圈地。据抽水储能行业分会数据，今年以来，中国核准抽水蓄能电站32个，装机规模合计约4330万千瓦，是2021年的三倍，总投资额约2913亿元。

国家电网、南方电网、五大电力公司和三峡集团等央企仍是抽水蓄能项目目前最主要的投资主体。

以电化学储能为代表的新型储能项目也继续高速发展，截至今年9月，累计装机量达6.66吉瓦，同比增加78%。电化学储能即通过锂离子电池完成能量储存、释放与管理的过程。但这一板块装机比重同比略微下降0.4个百分点，至89.3%，原因是居高不下的锂价导致成本过高，项目不具备经济性而被推迟投运。

截至2022年8月31日，全国电力安全生产委员会19家企业成员单位总计报送500kW/500kWh以上的电化学储能电站478座、总功率7.36GW、总能量14.88GWh，其中在运电站248座、总能量5.27GWh，在建电站158座、总能量8.77GWh，停运电站72座、总能量0.84GWh。1-8月，新增投运的电化学储能电站64座、新增投运总能量1292.84MWh。

与此同时，此前较为小众的液流电池装机占比提升1.4个百分点至2.3%，主要得益于国内首个百兆瓦级的液流电池项目10月在辽宁大连投运。目前商业化节奏最快的液流电池储能技术是利用金属钒，基于正负极电解液中钒离子发生的氧化或还原反应，实现电能和化学能的相互转换，进而实现电能的大规模储存和释放，这一技术也被市场称为钒电池储能。

今年前九个月，国内新增投运新型储能项目装机规模为933.8MW/1911MWh(即最大充放电功率933.8兆瓦，储能容量1911兆瓦时)，功率规模同比增加113%。新增规划、在建新型储能项目规模73.3GW/177GWh。

报告也指出，今年实际的装机规模与市场预期略有不符，主要原因是锂电池成本过高导致项目不赚钱而延迟投运，但大多数项目的投产期都集中在四季度，尤其是在年底，届时装机规模将会有大幅提升。

储能电池方面，报告透露，今年上半年国内企业储能电池出货量达44.9吉瓦时，已经接近2021年全年出货量。排名第一的是动力电池龙头宁德时代，其主要市场是新能源电站、电网等功率更大的应用场景，即“大储”市场，区别于户用的小功率储能;出货量第二、三名的比亚迪、亿纬锂能则是大储、家用储能并重，鹏辉能源和瑞浦兰均分别名列第四、第五。

（来源：老杨说储能）

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