储能电站迎GWh时代
储能市场蓬勃向上，储能电站迎GWh时代。
近日，国轩高科与皖能股份签署战略合作协议，双方将围绕储能电站、新能源项目、绿电交易、综合能源服务等方向进行战略合作。
双方约定，将进一步完善信息交流和协调联络机制，利用各自优势，共同开发光伏+储能、风电+储能等新能源项目。
事实上，早在今年1月，国轩高科全资子公司合肥国轩就已成功中标皖能电力“淮北皖能储能电站一期（103MW/206MWh）工程总承包”项目，负责项目直流侧电池储能系统，标志着双方开启了新能源领域的合作之路。
公告显示，该项目总体建设规模1GWh，建设周期270天，全部建成后，将成为国内单体容量最大的电网侧磷酸铁锂储能电站。
在此不久前，宁德时代持股51%的汇宁时代完成了与中广核电力销售有限公司合作投资的“汇宁时代江门(台山)核储互补电化学储能电站”项目备案。
该项目规模为1.3GW/2.6GWh ，总投资约60亿元，计划2022年10月正式开工建设，2023年10月投产，建成后将是全球单体最大的电化学储能电站。
不难看出，随着储能市场蓬勃向上，电化学储能电站规模由MWh向GWh级别跃升，呈集中式、大型化发展趋势。
回顾2021年，三峡集团发布了内蒙古乌兰察布新一代电网友好绿色电站示范项目EPC总承包招标公告，总容量200万千瓦，其中风电170万千瓦、光伏发电30万千瓦，配套建设储能系统550MW/1100MWh。
中天科技与三峡电能签署战略合作协议，拟成立专班共同推进如东500MW/1000MWh共享储能电站建设工作，计划今年12月实现并网。
于去年，GWh级别储能电站趋势已可窥一斑，其背后逻辑不言而喻。
1、双碳背景下，储能作为关键技术支撑配套需求上涨。
伴随全球能源变革，新能源装机量和发电量快速攀升。数据显示，2015年-2021年，中国非化石能源装机由4.8亿千瓦上升至11.2亿千瓦，CAGR达15.1%，占全国发电总装机比例由31.5%跃升至47.1%。
然而，新能源发电具有较强的波动性与不可预测性，因此对储能配套提出了刚性需求。目前，机械储能和电化学储能应用最广。其中，抽水蓄能（属于机械储能）因技术成熟和较低的成本在全球范围率先得到推广，2000-2020年全球累计装机占比达90.3%。
但随着能源供给端可再生能源占比不断提升，抽水蓄能受限于地理位置、调节能力难以支撑分布式场景、调节速度难以匹配电网快速响应等弊端日益凸显。而电化学储能具备安装灵活、响应迅速、调节精准、建设周期短等优势，可有效适配能源供给转型的需求，因此其市场空间迅速打开，配套需求日益攀升。
再加上不断出台的高配比、高时长政策引导，电化学储能电站已然成为了我国电力系统转型发展的重要组成部分和关键技术支撑。
2021年以来，已有20省要求配置储能，配置比例基本不低于10%，其中河南、陕西部分要求达到20%；配置时间大部分为2h，其中河北市场化并网规模项目要求达到3h。
2、技术更迭带动储能电站迈入GWh时代。
与动力电池发展逻辑相似，持续扩大的应用规模驱动技术不断更迭，大电芯、高电压、水冷液冷等新产品新技术逐步进入市场应用，储能系统向大容量方向持续演进，储能电站单体容量不断增加。
例如，大电芯环节，2020年宁德时代号称8000次循环寿命的280Ah储能专用电芯开始规模化量产；海辰新能源已向华能供应280Ah储能电芯；比亚迪320Ah的储能电芯也即将面市。
液冷技术方面，宁德时代、远景能源等企业均加快布局液冷储能技术，通过大幅减小电池温差从而提升电池系统的稳定性、效率及使用寿命，同时提升单位空间部署密度。
另外，模组集成上，宁德时代、比亚迪、国轩高科最新推出的CTP电池包、刀片电池和JTM集成技术可有效提高电池能量密度，未来有望在储能领域普及，进一步提升储能电站单体容量。
3、共享储能方兴未艾，倒逼容量提升。
自2019年6月储能移至电网侧由电网统一调度，共享储能兴起。相比常规储能项目，共享储能不仅能通过多方共享基础设施，提高储能设施利用频次，降低单位使用成本，还能增强电网应对尖峰和低谷等极端情况的能力，保障电网平稳运行。其经济效益和社会效益显著，成为储能发展的主要模式之一。
截至目前，已有超80个共享储能项目通过备案或公示，总规模超1200千瓦/2400千瓦。纵览众多项目，高工储能发现，单个共享电站的规模越来越大，其功率要求也越来越高。
再加上“源网荷储”一体化成为行业发展风向，这都在很大程度上倒逼储能电站不断提升容量规模，向GWh时代迈进。
面对已然打开的储能市场窗口，包括宁德时代、国轩高科、亿纬锂能、LG、三星SDI、中国南方电网、国电南自、阳光电源、南都电源、上海电气、索英电气等新老玩家纷纷入场。可以预见，在日益激烈的竞争中，伴随技术的不断更迭、规模化成本的压缩等，储能电站单体容量将实现不断跃升。
原标题：储能电站迎GWh时代
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