一、2023年1-5月儲能項目投運總覽

據中國化學與物理電源行業協會儲能應用分會統計，2023年1-5月共有97個新型儲能項目(3.021GW)和4個抽水蓄能項目(1200MW)投運，共計4.221GW。其中電化學儲能項目共91個，裝機規模達3.01GW/6.41GWh;非電化學新型儲能項目共6個，其中飛輪儲能項目4個，裝機規模為7.2MW;超級電容項目1個，裝機規模為5MW;熔鹽儲熱項目1個，裝機規模為80MWh。

圖1 2023年1-5月新增儲能投運裝機功率分布

由圖2可見，2023年1-5月新型儲能裝機功率從數量上較前兩年翻倍增長，較上年同期(414.353MW)同比增長629.12%，總規模達到3.021GW。5月份裝機功率586.065MW，環比下降52.29%。

圖2 近三年1-5月新型儲能裝機功率同比增長圖

圖3 2023年1-5新型儲能裝機規模同比增長圖

(一)電化學儲能項目分析

2023年1-5月電化學儲能投運項目共91個，裝機規模為2.99GW/6.33GWh。其中磷酸鐵鋰儲能項目高達84個，裝機規模為2.52GW/5.019GWh;液流電池儲能項目共5個，裝機規模為4.1MW/20.1MWh;鉛炭電池儲能項目1個，裝機規模為45.36MW/477.757MWh;鉛酸電池儲能項目1個，裝機規模為0.46MW/0.46MWh。

1、按區域分布分析

由圖4可知， 2023年1-5月華東區域新增的電化學儲能項目裝機規模遙遙領先，率先達到1GW，總規模為1011.66MW/2266.07MWh，項目個數占比達43%，一方面，山東、安徽兩地政策推動電網側獨立儲能項目和集中式共享儲能項目的建設，建設規模大，100MW級的電網側儲能項目共4個;另一方面，浙江、江蘇兩省工商業用電量大，峰谷差價相對較高，且第三方獨立主體參與輔助服務市場施行試點早，用戶側儲能有更廣闊的發展空間，因此有大量用戶側儲能項目投運。華北區域，在多個內蒙古電化學儲能項目并網投運的基礎上，5月，山西大同兩個典型百兆瓦級儲能項目的投運也讓華北區域新增裝機規模躋身前二，達691.55MW/1348.30MWh，兩個項目分別為國內首家成功并網的全功能參與電網交易的電化學儲能電站——中鑫電聯大同合榮新型儲能電站一期工程，以及山西省規模最大的鋰離子電化學儲能電站——華電大同熱電儲能工程。西北區域總裝機規模為641.60MW/1483.1MWh，5月僅有新疆兩個光伏側配儲項目并網投運，配儲規模為10%。

圖4 2023年1-5月各區域電化學儲能裝機規模分布圖

2、按省份分布分析

由圖5可知，2023年1-5月電化學儲能裝機規模Top5省份分別是山東、內蒙、湖南、甘肅和山西。山東省5月新增一個百兆瓦級電化學儲能項目—— 華潤電力鄄城源網儲一體化示范項目，該項目是菏澤市首座商業化運行的集中式共享儲能電站，也是山東省儲能示范項目和省重點項目，其裝機容量100MW/200MWh，包括99MW/198MWh磷酸鐵鋰電池儲能系統和1MW/2MWh全釩液流電池儲能系統，項目投運后，能夠進一步提升當地電力系統的靈活性，可有效參與電網調峰、調頻，促進電力供需平衡，為提升當地電網新能源消納能力和電網安全穩定運行貢獻力量，同時也為區域后續集中儲能項目的建設積累了經驗。截至5月底，2023年山東省共新增電化學儲能裝機507.8MW，多個大型網側、源側電化學儲能項目的并網投運讓山東省儲能裝機規模遙遙領先。湖南省和山西省5月也新增百兆瓦級電網側儲能電站，成功躋身電化學儲能裝機Top5省份。

圖5 2023年1-5月各省電化學儲能裝機規模分布圖

3、按應用場景分析

從應用場景分布上看，“大儲”依舊占據絕對主導地位，電源側和電網側項目儲能規模合計占比達96%，其中電網側儲能項目共投運30個，裝機規模為1937.41MW/4170.66MWh，包括9個集中式共享儲能項目。電源側儲能項目共投運25個，裝機規模為940.0MW/2000.5MWh，其中大部分為新能源側儲能項目，共21個。5月用戶側儲能項目和分布式微電網儲能項目共新增10個，主要來自浙江、江蘇和山東，用戶側儲能2023年1-5月裝機規模僅有83.57MW/125.48MWh，但項目個數與網側、源側項目相當， 達到29個，其中浙江省用戶側儲能項目多達7個，工商業分布式儲能項目2個。浙江省作為工商業用戶大省，在《2020年浙江省能源領域體制改革工作要點》和《2020年浙江省深化電力體制改革工作要點》中，浙江省就強調了堅持以市場化改革為方向，全面提速電力現貨市場建設，引入負荷集成商、虛擬電廠、抽蓄、儲能等新興市場主體，適時參與電力中長期、現貨市場及輔助服務市場，引導電源側、負荷側、儲能側資源深入參與電力市場交易。在2022年和2023年的《浙江省電力市場化交易方案》中，更要求全省工商業電力用戶全部參與電力市場化交易，同時，分時電價政策的施行，讓浙江省峰谷差價變大，加之多個儲能補貼政策的施行，浙江省工商業用戶儲能收益較其他省份要高，工商業用戶儲能在市場中可參與的輔助種類多，收益更為可觀，這使得浙江省工商業用戶側儲能有很大的吸引力，市場規則相對更完善。

圖6 2023年1-5月各應用場景電化學儲能裝機規模

圖7 2023年1-5月各應用場景電化學儲能裝機規模占比分布

4、按儲能技術分析

2023年1-5月投運/并網的電化學儲能項目中，共有84個磷酸鐵鋰項目，裝機規模達2939MW，占比高達98.33%;液流電池儲能項目5個，裝機規模為4.1MW;鉛炭電池儲能和鉛酸電池儲能項目各1個，裝機規模分別為45.36MW/477.757MWh和0.46MWh/0.46MWh。目前來看，鋰電池尤其是磷酸鐵鋰占據著儲能市場的主體地位，鉛炭電池作為一種比較老的電池技術，雖然制作工藝已經比較完善，但由于自身的一些缺點，其逐漸被鋰電池所取代，項目較少;全釩液流電池技術也越來越成熟，應用并投運的項目越來越多，此外還有更多儲能技術在不斷拓展中，未來的儲能技術將會是多元化發展的態勢。

二、非電化學新型儲能項目

2023年1-5月份非電化學新型儲能項目較少，共投運飛輪儲能項目4個，裝機規模為7.2MW;超級電容項目1個，裝機規模為5MW;熔鹽儲熱項目1個，裝機容量為80MWh。

表1 2023年1-5月非電化學新型儲能項目統計

三、抽水蓄能項目

2023年1-5月共有4個抽水蓄能項目投運，合計1200MW，分別是河南天池抽水蓄能電站首臺機組、福建永泰抽水蓄能電站4號機組、河北豐寧抽水蓄能電站5號機組以及山東文登抽水蓄能電站3號機組，其中福建永泰抽水蓄能電站4號機組的正式投產發電，標志著福建省屬國有企業自主建設、自主運營的首個抽水蓄能電站全容量投產發電。與2022年1-5月相比，本年度1-5月抽水蓄能裝機不及預期，或與建設周期有關。

表2 2023年1-5月抽水蓄能電站投運匯總

表3 2022年1-5月抽水蓄能電站投運匯總