省統計局今年3月發布的《安徽省2024年國民經濟和社會發展統計公報》顯示，2024年末，我省可再生能源發電裝機容量首次超過了燃煤火電裝機容量，占全省發電裝機容量的49.1%。
由于太陽能光伏、風力發電等可再生能源受自然條件影響較大，帶有天生的“小脾氣”，發電不穩定，儲能建設成為確保電網穩健運行的重要一環。截至今年3月底，我省新型儲能裝機規模已達297.1萬千瓦，相比于2020年底，已增長了約14倍。
前不久，國家發展改革委、國家能源局、工業和信息化部等相繼出臺文件，推動儲能行業由政策驅動向市場驅動轉變。我省儲能行業迎來“全面入市”的關鍵一躍。
電網掛上“充電寶”
春末夏初，走進阜南縣中崗鎮新建村，只見金黃的麥田接連天際，巨大的風力發電機組矗立在田間，發電機葉片緩慢轉動，源源不斷為電網提供清潔能源。
而距離村委會不遠處，三峽新能源安徽阜南300MW/600MWh儲能電站的170多組儲能艙也在穩定運行，定期完成充放電任務。
該儲能項目總投資10.49億元，采用鋰離子電池技術，是華東區域最大的電網側化學儲能項目。
“近年來，我國大力發展分布式發電，電網結構與過去相比，早已大不相同。”國網阜陽供電公司調控中心調度員葛高飛告訴記者。
原來，在傳統的電力系統中，電流從發電廠到變電站再到千家萬戶，猶如從大江大河不斷分流到毛細血管，是單向流動，模式簡單，對電網的消納能力要求不高。但隨著我國能源結構轉型，可再生能源在能源體系中的占比逐漸增加。但風、光等新能源發電項目的“脾氣”難測，時有時無。比如光伏發電大量涌入電網的中午時分，卻常常是工商用電的低谷時間。而晚間居民用電高峰，光伏發電反而難以供給。
供需錯配，大大增加了電網的調節壓力，影響著電網安全。
儲能，意在把平時富余的發電量儲存起來，在用電高峰時放電，增加電網穩定性。
傳統儲能，即抽水蓄能電站，相當于電網的“備用電源”，功效顯著。但這樣的儲能電站受限于點位資源，且建設周期長、投入規模大。以2022年投產發電的安徽金寨抽水蓄能電站為例，其建設周期就長達六七年。
“新型儲能，就好比是給電網掛上一個個‘充電寶’。”葛高飛說。
新型儲能是除了抽水蓄能以外的儲能技術，包括新型鋰離子電池、液流電池、壓縮空氣儲能等，有著建設周期短、投資相對較小、部署靈活等優點。三峽新能源阜南儲能項目，從建設到投產僅花費一年多時間，目前，每年最多可實現3億千瓦時的電力消納。
從全省層面看，2024年度夏季期間，新型儲能削峰填谷，總放電量1.3億千瓦時，最大放電功率達176萬千瓦，同比增長214.5%，相當于一臺60萬千瓦火電機組頂峰出力約3小時，對晚峰期間保供形成有力支撐，有效減輕電力保供壓力。
政策體系初步形成
“新型儲能項目初期在我省發展較慢，但近幾年增長迅速。”國網安徽電力發展策劃部系統規劃二處田佳告訴記者。
新能源發電項目配建儲能始于2017年，由青海省提出。2020年以后，配儲逐漸成為全國各地發展新能源項目核準的前置條件，即實行“強制配儲”。
2020年6月，華潤濉溪孫疃50MW風電項目正式并網投運，該項目配套建設了我省首座儲能系統，進而拉開了安徽儲能市場的發展序幕。
“我省積極推進‘新能源+儲能’建設模式，新型儲能裝機規模持續擴量增速，新型儲能政策體系初步形成。”田佳表示。
2023年以來，我省出臺多項儲能產業支持性政策，逐漸構建起“1份頂層設計+N份省級配套政策+N份地市落地政策”的政策協同配合體系，其中《關于強化創新引領推動先進光伏和新型儲能產業集群高質量的指導意見》擘畫了安徽千億新型儲能產業藍圖，《安徽省新型儲能發展規劃（2022-2025年）》按照統一規劃、統一調度原則，引導新型儲能合理布局，有序建設。
截至2025年3月底，我省新型儲能裝機容量為297.1萬千瓦，相比2020年底，短短5年時間增長了14倍。同時，我省已并網新型儲能電站達88座，儲能平均時長1.93小時，已完成我省“十四五”新型儲能規劃目標的99%，預計到2025年底全省新型儲能裝機容量在400萬千瓦左右。
從地區分布看，全省新型儲能裝機功率位列前五的地區分別是阜陽、蚌埠、蕪湖、亳州、合肥。其中，新能源裝機位居全省首位的阜陽地區，新型儲能裝機功率亦是最大，達到49.4萬千瓦、占比16.6%；合肥地區新型儲能裝機容量最大，達到106.3萬千瓦時、儲能平均時長4.3小時。
“目前已并網的新型儲能主要采用鋰離子電池技術路線。”田佳介紹，此外，蕪湖還建設有蕪湖海螺10MW/80MWh二氧化碳儲能示范項目、鳩茲海螺6MW/36MWh全釩液流電池儲能示范項目。
在建的新型儲能多數采用磷酸鐵鋰電化學儲能技術路線。蚌埠共享混合儲能調頻電站項目采用超級電容+磷酸鐵鋰技術路線，已完成接網評審，正在建設。國能宿州熱電廠的熔鹽儲能正在建設過程中。國網淮南供電公司的水系鈉離子儲能項目已掛網試運行。
“這些項目正為提升新能源入網消納支撐能力提供新的技術路徑。”田佳說。
行業變革的機遇與挑戰
縱觀發展歷程，新型儲能產業的快速崛起，離不開“新能源+儲能”政策的有力支撐。
但從全國配儲情況看，也存在新能源企業為獲取項目并網指標被動建設儲能、對部分項目選用低價劣質儲能產品以及“配而不用”問題。
今年2月，國家發展改革委、國家能源局下發《關于深化新能源上網電價市場化改革 促進新能源高質量發展的通知》（發改價格〔2025〕136號），文件明確“不得將配置儲能作為新建新能源項目核準、并網、上網等的前置條件”，引發行業變革。
“配儲邏輯發生了根本性轉變，儲能發展將由規模擴張轉向能力提質。”國網安徽經研院新型電力系統中心主任任曦駿分析道。
短期看，電網側儲能項目建設受到影響。三峽新能源發電（阜南）公司副總經理許躍坦言，集團正在實施的阜南儲能二期項目和三期項目，總投資分別為2.2億元和1.5億元，這些都是為風光發電進行配儲的項目。目前電網充放電價差收益，尚不能覆蓋項目建設成本。“136號文出臺后，除已簽訂合同的項目，其他項目的建設都暫緩了。”許躍表示，如果取消建設，將為風光發電項目節約成本。
“但從長期來看，電力系統仍需一定規模的儲能發揮頂峰保供能力，電網側和電源側儲能發展仍有較大空間。”任曦駿分析，2030年后受碳排放約束影響，我省將不再規劃新增煤電裝機，區外來電存在很大不確定性，晚高峰電力供應緊張時段新能源出力支撐能力弱，僅依靠需求響應、峰谷分時電價等手段提升頂峰能力存在“天花板”，仍需一定規模的儲能滿足晚間頂峰需求。
“新能源全面入市后，自行承擔平衡責任和消納成本，加上儲能技術進步帶動成本進一步下降，新能源項目主動自建儲能動力將不斷增加。”任曦駿表示。
儲能系統本質上是針對能源供應側和需求側進行調節的手段。國網安徽電力相關負責人表示，也將依托“源網荷儲”協同互動機制，共同發力推動新型儲能高質量發展，全力建設清潔低碳、安全充裕、經濟高效、供需協同、靈活智能的新型電力系統。
■ 記者 豐靜 安耀武 通訊員 阮建超
責任編輯：王振華
