2022年上半年国内投运储能项目统计分析
2022年上半年并网、投运的储能项目一共66个，其中有51个电化学储能项目、12个抽水蓄能项目、1个飞轮储能项目、1个压缩空气储能项目和1个超级电容储能项目。而去年上半年一共投运48个储能项目，包括47个电化学储能项目和一个抽水蓄能项目。
今年上半年投运的项目个数同比增长37.5%，其中抽水蓄能项目投运个数有着显著提升。
2022年国内储能项目投运部分统计表
（一）2022年上半年电化学储能项目分析
从季度看，2022年第二季度电化学储能项目并网投运个数为37个，较第一季度环比增长了164.3%，第二季度电化学储能装机规模为341.049MW/812.58MWh，较第一季度有较大的提升。
在各个应用场景中，电网侧储能、集中式新能源储能和电源侧辅助服务较第一季度有较大的增长，前两个环比增长分别为603.20%和691.18%，分布式及微网和用户侧储能装机规模则较第一季度略有下降，但各个应用场景并网投运的项目个数较第一季度都有所增长。
2022上半年电化学储能项目个数统计表
表2 2022上半年电化学储能装机季度环比增长率
图1 2022上半年电化学储能各应用场景装机功率季度对比
2022年上半年并网、投运的电化学储能项目总个数为51个，装机总规模为391.697MW/919.353MWh，而去年上半年并网、投运的电化学储能项目 总个数为47个，装机总规模为230.15MW/351.92MWh。
表3 2022上半年电化学储能应用场景分布
图2 2022年上半年电化学储能项目并网投运各应用场景分布
表4 2021年上半年电化学储能项目并网投运统计
图3 2021上半年电化学储能项目并网投运各应用场景分布
对比2021年上半年情况，可以看出，2022年上半年电化学储能项目个数比去年增加仅4个，但总装机功率同比增长70.19%，其中用户侧储能规模基本持平，电网侧储能装机有所提高，同比增长30.52%，电源侧辅助服务储能、集中式新能源储能以及分布式及微网储能规模则成倍提高，同比增长分别达到81.64%、128.33%和150.35%。
表5 2021上半年和2022上半年电化学储能装机功率对比
2021上半年和2022上半年电化学储能装机功率对比
（二）2022年上半年抽水蓄能项目分析
2022年上半年共投运抽水蓄能项目12个，同比增长11倍，较2021年上半年有显著提升，这些抽水蓄能主要集中在华东、华南和东北地区，抽水蓄能装机top5省份有：浙江、山东、广东、广西和黑龙江。
除了传统的抽水蓄能项目外，国内还尝试风光水储等新型微电网项目，如湖北武汉城市内风光水储抽水蓄能电站一期、四川春厂坝变速抽水蓄能示范电站，让小规模抽水蓄能也加入其中一环，探索多能互补运行新模式。
2022上半年抽水蓄能项目装机功率地区分布
国内储能项目进展
1、项目量
新增装机量21年5-6GWh ，22年预计10GWh ，23年预计15-20GWh , 22-25年预计按80%CAGR增长。
累计在册项目（大部分工商业储能无备案）：22年2月全国大规模储能电站42GWh+ ,6月全国70GWh（部分包含风光配储），山东19-20GWh （近51个项目），广东约10GWh （近60个项目），山西项目21H2 集中注册。
2、开工率
山西阳泉200MW/400MWh已开工，其他主要是各省的示范性项目。开工率低主要是等成本分摊和收益机制明确的政策出来，其次是电池成本高的问题。
3、投资成本
目前纯设备1.4-1.6元/Wh , EPC 1.8元左右。二线品牌纯电芯在9毛5-1元，加pack在直流侧的成本在1.2元/Wh , PCS在1毛 5-2毛/W。变压器1毛/W。
4、容量租赁费
独立储能容量租赁费0.3元/W/年。
5、度电成本
4毛多，8%收益率的盈利平衡点为充放电价差7毛钱左右。
6、工商业储能增量
22H1广东新增签约200MWh ，占全国1/3-1/4 ，其他江苏、浙江居多，平均单体＜ 10MWh ，目前对于有条件的企业，上储已成为必然选择（峰谷价差大）。
7、用户侧储能收益模型
按1.8/wh计算总投资，预期电站寿命15年，中间第7年换一次电池，电池按0.6/Wh进行更换。收益来自峰谷套利。
浙江、广东可以每天做到两充两放，夜间2 h充电，上午2 h放电，中午2 h充电，下午2h放电,价差0.9-1.2不等，尖峰谷价差超1块。循环效率85%计算，充1度电，放0.85度电。
8、新兴储能技术
压缩空气储能：
1）最优工况转换效率超过60%，核心在设备，学术问题已经解决，难度在工程放大上。
2 ）江苏金坛项目有科技示范项目，山东肥城项目已经进入电力销售市场。
液态压缩空气储能:
难度较大，如果用钢瓶储存，成本很难降低。
全机液流电池储能：
1）发展较快，是长时储能的解决方案。
2 ）大连融科 400MWH项目已经进行并网测试。
3 ）全寿命周期成本优势，但是初始投资比磷酸铁锂要高，单WH成本超过4元。
钠电池储能：
1）华阳有1 MWH示范项目,未形成规模化，成本较高。
2 ）基于层状氧化物正极钠电池可以做到稳定的2000次循环不到3000次，但是还有提升空间。
9、其他
储能循环效率：85%。
6月7日，储能新政独立储能电站充电电价不再包含输配电价及政策附加，下降储能电站运营成本2毛/kWh，降低独立储能成本回收期至4到5年（原约8年）。工商业在峰谷价差较大的地区是（浙江、广东等,不考虑利益分成）3年左右。
新型储能容量补偿机制：
预计22H2出台，参照抽蓄，按照资本金收益率（预计4-6% ，不超过抽蓄）及运营周期反推年化保底收益进行补偿，主要还是要让技术进步促进降本。
可获补贴项目：
不是套利性质的项目，主要是为了维持电网稳定的项目。第一批预计不会很多，浙江估计不超过5个。
电池供应商：
1）宁德累计出货量、单体循环次数和一致性上都是非常领先的。
2 ）比亚迪增加内蒙项目投入，随青海储能电池厂的投产，开始压低价格增强竞争力。
备案主体：
新能源电站投资方，电力行业的央企、国企占绝大多数体量，电网公司较少。
项目：
绝大多是备案的项目是以独立储能方式来实现的，工商业单体规模较小，没必要提前去发改委备案。
备案不开工原因：
1）成本回收机制不太理想，在等一些政策。
2 ）电池价格较高。
储能产业交流群
推荐阅读
原文始发于微信公众号（艾邦储能与充电）：2022年国内储能项目进展及投运储能项目统计分析