上半年可再生能源装机突破13亿千瓦 历史性超过煤电

7月31日，国家能源局召开三季度例行新闻发布会。数据显示，截至2023年上半年，全国可再生能源装机突破13亿千瓦，达到13.22亿千瓦，同比增长18.2%，历史性超过煤电，约占我国总装机的48.8%。1-6月，全国新投运新型储能装机规模约863万千瓦/1772万千瓦时，相当于此前历年累计装机规模总和，新投运新型储能拉动直接投资超过300亿元。

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目前，国家能源局已将新型储能项目运行调度、市场交易等情况纳入电力领域重点监管内容，下一步将研究起草相关文件，以市场化机制调动虚拟电厂、新型储能等用户侧资源参与电力辅助服务市场。

可再生能源装机超过煤电

据介绍，上半年，全国可再生能源新增装机1.09万千瓦，同比增长98.3%，占新增装机的77%。具体来看，上半年，全国风电新增并网容量2299万千瓦，其中陆上风电2189万千瓦，海上风电110万千瓦；全国光伏新增并网容量7842万千瓦，同比增长154%，其中集中式光伏发电3746万千瓦，同比增长234%，分布式光伏发电4096万千瓦，同比增长108%。截至2023年6月底，全国风电、光伏发电累计装机容量分别达3.89亿千瓦、4.7亿千瓦。

发电量方面，上半年全国可再生能源发电量达1.34万亿千瓦时，其中风电光伏发电量达7291亿千瓦时，同比增长23.5%。

国家能源局发展规划司副司长董万成表示，今年上半年，全国能源重点项目完成投资额超过1万亿元，同比增长23.9%。其中，新能源完成投资占比接近四成。甘肃、新疆、山西、湖北、云南、广东等地集中式光伏项目建设提速，完成投资额均超过100亿元；山东、河南、浙江加大城镇和乡村分布式光伏布局建设力度，完成投资额均超过120亿元。此外，综合能源、新型储能、充电基础设施等新业态投资持续扩大。

国家能源局能源节约与科技装备司副司长刘亚芳表示，从投资规模来看，按当前市场价格测算，上半年新投运新型储能拉动直接投资超过300亿元。

新型储能装机规模快速增长

截至2023年6月底，全国已建成投运新型储能项目累计装机规模超过1733万千瓦/3580万千瓦时，平均储能时长2.1小时。1-6月，新投运装机规模约863万千瓦/1772万千瓦时，相当于此前历年累计装机规模总和。

技术路线方面，锂离子电池储能仍占绝对主导地位，压缩空气储能、液流电池储能、飞轮储能等相对成熟的储能技术保持快速发展。截至2023年6月底，全钒液流电池储能占1.1%、压缩空气储能占1.0%、铅酸(炭)电池储能占0.9%。

此外，截至2023年6月底，山东、湖南、宁夏、内蒙古、新疆等地新型储能累计装机规模均超过100万千瓦。华北地区、西北地区、华中地区已投运新型储能装机规模分别占全国30.0%、26.8%、23.5%。

对于上半年全国新型储能装机规模持续快速增长的原因，刘亚芳表示，主要有四方面：一是风电、光伏发电建设规模持续快速扩大，给现有电力系统安全稳定运行带来的挑战迅速增大，亟需大力发展各类储能以弥补电力系统灵活性调节能力缺口。“上半年全国风电、光伏发电新增并网装机达1.01亿千瓦，是新型储能快速增长的根本原因。”二是支撑技术产业发展的顶层设计不断完善；三是新型储能特性与传统的储能技术形成优势互补；四是有关企业、高校、机构和各地政府发展新型储能技术、产业和工程应用的积极性空前高涨。

刘亚芳表示，目前，国家能源局正在组织开展电力领域综合性监管，新型储能项目运行调度、市场交易等情况已纳入重点监管内容，推动新型储能等调节性资源更好地发挥作用，促进风光等可再生能源大规模开发消纳，保障电力安全稳定供应。

推动用户侧资源参与系统调节

据国家能源局市场监管司副司长刘刚介绍，上半年全国各电力交易中心累计组织完成市场化交易电量26501亿千瓦时，同比增长6.7%，占全社会用电量比重达61.5%。

为加快推动全国统一电力市场体系建设，刘刚表示，下一步国家能源局将组织研究全国统一电力市场发展规划，研究制定贯彻落实加快建设全国统一电力市场体系的工作举措；修订《电力市场运行基本规则》，组织起草相关配套规则，构建全国统一电力市场“1+N”规则体系；深化完善南方区域电力市场机制，加快推进长三角、京津冀等区域电力市场建设。

国家能源局发布的数据显示，截至6月底，全国发电装机容量约27.1亿千瓦，其中参与电力辅助服务的装机约20亿千瓦。2023年上半年，全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费1.9%。从类型上看，调峰补偿167亿元，占比60.0%；调频补偿54亿元，占比19.4%；备用补偿45亿元，占比16.2%。从主体来看，火电企业获得补偿254亿元，占比91.4%。

刘刚表示，为适应建设新型电力系统需要，下一步国家能源局将研究起草《关于优化电力辅助服务分担共享机制 推动用户侧资源参与系统调节的通知》，以市场化机制调动工商业可中断负荷、负荷聚合商、虚拟电厂、新型储能等用户侧资源参与电力辅助服务市场；启动编制电力辅助服务市场基本规则；深入开展电力领域综合监管和电力系统调节性电源建设运营综合监管，进一步规范电力调度交易行为。