广东、江苏、青海包揽全国六成以上电化学储能装机 区域差距为何如此大？

“构建高比例新能源电力系统，储能必不可少。”近日，在第十一届中国国际储能大会上，多位专家一致认为，作为支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，在光伏、风电平价上网时代到来，新能源速增态势下，储能大规模发展已势不可挡。

中国化学与物理电源行业协会秘书长刘彦龙援引数据指出，截至2020年底，我国储能市场装机功率为36.04GW，位居全球第一；储能项目个数已达516个，其中，2020年较2019年同比增长24.3%。

但记者从大会同期发布的《2021储能产业应用研究报告》（下称《报告》）中发现，尽管全国储能装机规模增势明显，但电化学储能区域不平衡态势亦日渐凸显。不同城市之间，新增电化学储能装机规模相差甚远，如2020年，广东省新增电化学储能装机407.4MW,而内蒙古仅为59.0MW。在2020年全国新增电化学储能装机1569.7MW背景下，仅广东、青海、江苏三省新增电化学储能装机就达846.6MW，占全国新增电化学储能装机的54%。

差距如此之大，原因何在？为此，记者进行了一系列调研。

区域不均衡现象突凸显

根据《报告》，2020年，我国新增储能装机规模为3069.7MW，其中，新增电化学储能装机1569.7MW，占比达51.1%，是我国储能装机规模增长的“主力军”。

分地区看，《报告》指出，我国电化学储能装机规模Top10省区依次为广东、江苏、青海、安徽、甘肃、西藏、山西、内蒙古、辽宁、新疆。

其中，位居首位的广东，为645.9MW，而位居末位的新疆，电化学储能装机规模仅为116.4MW，前者规模为后者的近5倍；排名第九位的辽宁省装机也只有117.4MW；排名第三位的青海省则是排名第四位安徽省的4倍；从排名前三位的广东、江苏、青海来看，三省电化学储能装机容量已占全国电化学储能装机容量的半壁江山，占比超63%。各地电化学储能发展差距明显。

从2020年我国各地新增电化学储能装机规模来看，电化学储能发展不均衡现象亦日益突出。

根据《报告》，2020年，新增电化学储能装机最多的省份为广东，年新增407.4MW，而位居二位的青海省，年新增则为234.9MW，这就意味着2020年广东省新增电化学储能装机容量为青海省的近2倍。

相较之下，位居第八、九、十位的山东、新疆、内蒙古，2020年新增电化学储能装机容量则略显逊色，仅为68.5MW、61.5MW和59.0MW。换言之，位居首位的广东省，2020年新增电化学储能装机为位居末位内蒙古的近7倍。

“不同地区储能起步时间、政策力度，技术与应用示范情况千差万别，反映在电化学储能装机建设上也是迥然不同。”中国化学与物理电源行业协会储能应用分会秘书长刘勇指出。

“以广东为例，其电化学储能市场与调频辅助服务市场机制较为完善。《广东调频辅助服务市场交易规则（试行）》与南方电网区域实时跨省调频辅助服务交易的率先施行均积极推动了该省电化学储能的发展。”刘勇说。

而在辽宁与新疆等地，电化学储能发展期集中在2019—2020年，相关的储能电站示范项目建设还未大规模开展，电化学储能发展较广东、江苏等地存在差距在所难免。

电源结构是内因

在中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司储能技术中心主任楚攀看来，各省独特的电源结构决定了各地电化学储能发展的速度和潜力。

以广东省为例，2020年，广东省火力发电占比为35%，来自云南、贵州的水电成为广东省第二大电源；第三、第四大电源分别为燃气发电和核电。“水电(尤其是抽水蓄能)的调节能力最好，其次是气电和火电，但广东省峰谷负荷差大，随着阳江核电、台山核电和一批热电联产气电机组的投产，广东调峰形势越来越严峻，省内优质的灵活性电源（抽水蓄能和气电）主要用于调峰，难以兼顾调频。为保障系统安全运行，提高系统调频能力，广东省对多个火电厂进行了电化学储能技术改造，电化学储能在广东得到了快速发展。”楚攀说。

与广东省情况不同，山东省电化学储能装机规模仅占全国的2.5%，与全国第一的光伏装机容量和全国第五的风电装机容量相比，电化学储能发展明显滞后。

“当前，山东省煤电机组装机占比73%，新能源装机占比22%，核电装机占比2%，水电装机占比不足1%。”山东电力工程咨询院有限公司智慧能源事业部设计总工程师裴善鹏说，较广东省而言，山东火电装机占比大，电力系统调频能力强，因此，对于调频储能的需求不高。

但山东缺乏水电与气电，调峰压力较大，近几年，伴随新能源装机大规模发展，加之外电入鲁为山东省电网带来的压力，使得山东省电力系统调峰压力逐年加大。且“碳达峰、碳中和”背景下，未来，山东省煤电装机比重将持续削减，电源结构将面临大幅调整。

“为更好适应电源结构转型，增强电力系统调节能力，近几年，山东省电化学储能需求正快速增加，相关能源主管部门正积极研究出台储能发展政策，设计了具有山东特色的第三方共享储能电站机制，通过电网集中统一调度，为电力系统提供调峰服务，在顶层设计支持下，未来几年，电化学储能将在山东省呈快速发展趋势。”裴善鹏说。

专家建议各地加强完善

储能产业规划制度体系

尽管各地市储能发展情况不尽相同，但未来，储能在高比例新能源电力系统中将起到重要灵活调节作用，成为可再生能源大规模应用的必然支撑已成多方共识。

据楚攀预测，到2060年，我国人均电力消费将达到8000kWh/年，届时，需14.5万亿kWh的电力供应，则需安装30亿kW光伏装机与12亿kW的风电装机。若按照目前新能源配置储能容量计算，则需要1080GWh的新型储能（除抽水蓄能之外）容量。“在未来以新能源为主体的电源结构之下，新型储能容量需求甚至将翻两番，最高达到4000GWh，未来，储能发展潜力巨大。”

其中，根据《储能产业研究白皮书2021》预计，“十四五”时期，电化学储能将正式跨入规模化发展阶段，呈现稳步、快速增长趋势，2021—2025年，装机规模复合增长率将为57.4%，理想场景下，截至2021年，电化学储能累计投运容量或将达41.66GW。

在国网上海能源互联网研究院先进能源研究中心主任吴鸣看来，伴随未来新型电力系统的构建，加之电化学储能的大规模发展、储能市场的日趋成熟，未来，地域之间电化学储能发展不平衡问题会进一步加剧，我国南北方、东西方各区域储能发展水平将进一步拉大。

裴善鹏表示，不同地域电化学储能的发展与当地经济水平、资源禀赋、电源结构密切相关，各地储能发展模式、水平无需统一标准，应按照当地资源禀赋、电源结构情况，通过专项规划，理清电化学储能发展需求，提前规划储能产业，因地制宜推动储能大规模发展。

对此，国家能源局能源节约和科技装备司能效与储能处处长徐梓铭表示，未来各地域发展储能，尤其是电化学储能，应着重建立完善储能产业规划制度体系，持续加强顶层设计和储能发展宏观指导；开展储能示范工作，进一步挖掘可复制、推广的储能先进经验和商业模式；持续推动储能学科建设，促进储能产业高质量、规模化、可持续发展。