新能源配儲能運行情況調(diào)研報告

　　導(dǎo)語：聚焦新型電力系統(tǒng)建設(shè)，助力實現(xiàn)“雙碳”目標。2022年，中國電力企業(yè)聯(lián)合會繼續(xù)發(fā)揮高端智庫作用，組織開展7項行業(yè)發(fā)展重大問題調(diào)研，并取得豐碩成果。本篇《新能源配儲能運行情況調(diào)研報告》在歸納總結(jié)新能源和儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展、政策要求、技術(shù)進展的基礎(chǔ)上，通過書面調(diào)研和實地調(diào)研相結(jié)合方式分析了新能源配置儲能設(shè)施的運行情況，研究了新能源配置儲能及儲能運行面臨的主要困難，從政策、技術(shù)、標準、市場等角度提出提升新能源與儲能耦合發(fā)展的措施建議，為政府制定政策和電力企業(yè)規(guī)劃發(fā)展提供參考。

　　近年來，我國高度重視儲能技術(shù)與產(chǎn)業(yè)發(fā)展，先后出臺一系列政策措施。截至目前，全國已有近30個省份出臺了“十四五”新型儲能規(guī)劃或新能源配置儲能文件，大力發(fā)展“新能源﹢儲能”。但新能源配儲能存在利用率不高、成本難以消化、分散方式難發(fā)揮有效作用、配置的合理性及規(guī)模缺乏科學(xué)論證等問題。

　　為促進新型儲能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展，中電聯(lián)組織完成了“新能源配儲能運行情況調(diào)研”報告，提出了相關(guān)措施建議，為政府制定政策和電力企業(yè)規(guī)劃發(fā)展提供參考。

　　一、新能源配儲能的調(diào)研情況

　　截至2021年底，全國儲能裝機規(guī)模達到4266萬千瓦，其中新型儲能裝機626.8萬千瓦，同比增長56.4%;新型儲能中90%為電化學(xué)儲能。截至2021年底，電源側(cè)、用戶側(cè)、電網(wǎng)側(cè)儲能裝機占比分別為49.7%、27.4%和22.9%，電源側(cè)儲能接近裝機的一半。各省規(guī)劃的新型儲能發(fā)展目標合計超過6000萬千瓦，是國家能源局《關(guān)于加快推動新型儲能發(fā)展的指導(dǎo)意見》文件中提出的2025年達到3000萬千瓦目標的兩倍。其中，電源側(cè)配儲能是各個省份重點支持方向，近期逐步加大了獨立儲能發(fā)展要求。

　　為充分了解儲能設(shè)施的運行情況，中電聯(lián)對電網(wǎng)公司、發(fā)電集團等單位所屬的新型儲能進行了專項調(diào)研。本次共調(diào)研電化學(xué)儲能項目208個，合計容量215萬千瓦，占全國電化學(xué)儲能裝機的近40%。其中，調(diào)研新能源配儲能裝機105萬千瓦，占全國新能源配儲裝機的三分之二，具有代表性。調(diào)研結(jié)果表明：

　　從不同應(yīng)用場景儲能項目配置時長看，調(diào)研機組儲能平均時長為2小時，新能源儲能配置時長為1.6小時，火電廠配儲能為0.6小時，電網(wǎng)儲能為2.3小時、用戶儲能為5.3小時，基本反映了各應(yīng)用場景的技術(shù)需求和特性。

　　從各區(qū)域儲能應(yīng)用場景分布看，華北、西北區(qū)域以新能源配儲能為主，華東區(qū)域新能源配儲能、電網(wǎng)側(cè)儲能與用戶側(cè)儲能應(yīng)用分布較為均衡，南方區(qū)域以火電廠配儲能為主。

　　從儲能運行策略看，新能源配儲至多棄電期間一天一充一放運行，個別項目存在僅部分儲能單元被調(diào)用、甚至基本不調(diào)用的情況。

　　從儲能等效利用系數(shù)看，調(diào)研電化學(xué)儲能項目平均等效利用系數(shù)為12.2%，新能源配儲系數(shù)僅為6.1%，火電廠配儲能為15.3%，電網(wǎng)儲能為14.8%，用戶儲能為28.3%。相對而言，華北、西北區(qū)域的新能源配儲等效利用系數(shù)高于其他區(qū)域。

　　從儲能項目造價和商業(yè)模式看，儲能項目造價大多在1500~3000元/千瓦時之間，項目間由于邊界條件不同造價差異較大。新能源配置儲能具有平抑新能源輸出功率波動、提升新能源消納量、降低發(fā)電計劃偏差、提升電網(wǎng)安全運行穩(wěn)定性、緩解輸電阻塞等作用，在能量市場、輔助服務(wù)市場、容量市場中具有多元價值，商業(yè)模式不盡相同、地區(qū)差異性較大。但從實際情況看，大部分儲能項目的盈利水平不高。

　　二、新能源配儲能存在的主要問題

　　一是新能源配儲能利用率低。新能源配儲能調(diào)用頻次、等效利用系數(shù)、利用率低于火電廠配儲能、電網(wǎng)儲能和用戶儲能。

　　二是新能源配儲能規(guī)模、型式?jīng)]有進行科學(xué)論證。新型儲能種類繁多、功用不一、技術(shù)成熟度和經(jīng)濟性差異大。多地采取“一刀切”式的配置標準，部分地區(qū)將配儲能作為新能源建設(shè)的前置條件。風(fēng)電配儲和光伏配儲對于儲能的利用、棄風(fēng)棄光的解決具有明顯差異性，同質(zhì)化的配置儲能要求缺乏科學(xué)性。分散的配置方式無法體現(xiàn)規(guī)模效益，普遍存在運營成本高、效率低等問題，難以充分發(fā)揮儲能作用。

　　三是新型儲能成本較高，缺乏疏導(dǎo)渠道。新型儲能成本高于火電靈活性改造、抽水蓄能等技術(shù)。當前新能源配儲能的投資成本主要由新能源企業(yè)內(nèi)部消化，疊加鋰離子電池成本上漲，給新能源企業(yè)帶來了較大的經(jīng)營壓力。

　　四是新型儲能商業(yè)模式、電價機制有待進一步完善。新能源配儲能收益主要來源于電能量轉(zhuǎn)換與輔助服務(wù)，儲能的諸多市場和價格規(guī)則仍有待落地;儲能商業(yè)模式不穩(wěn)定，回報機制不清晰，政策變動對收益影響較大。比如近期山東儲能的容量補償標準大幅下降，企業(yè)收益受到較大影響，不利于投資決策。

　　五是新型儲能安全管理仍需加強。國外以及國內(nèi)的儲能起火事故說明，安全問題是新型儲能規(guī)?；】捣€(wěn)定發(fā)展的關(guān)鍵影響因素。在高成本壓力下，部分項目選擇了性能較差、投資成本較低的儲能產(chǎn)品，增加了安全隱患。據(jù)統(tǒng)計，2022年1~8月，全國電化學(xué)儲能項目非計劃停機達到329次。電化學(xué)儲能的安全標準、管理規(guī)范有待進一步提升。

　　六是新型儲能運維難度大。電化學(xué)電芯數(shù)量龐大，儲能項目電池單體顆數(shù)的規(guī)模已經(jīng)達到萬級甚至幾十萬級，維護難度極大;儲能電站運維涉及到電氣、化學(xué)、控制等多專業(yè)，當前運維粗放，運檢維修人員專業(yè)性有待提升。

　　三、有關(guān)建議

　　一是優(yōu)化儲能配置和調(diào)運方式，提升儲能利用水平。因地制宜配置儲能規(guī)模和型式。結(jié)合當?shù)匦履茉聪{、資源特性、網(wǎng)架結(jié)構(gòu)、負荷特性、電網(wǎng)安全、電源結(jié)構(gòu)等因素，具體分析各地系統(tǒng)調(diào)頻、調(diào)峰需求，綜合煤電靈活性改造、抽水蓄能建設(shè)、電網(wǎng)調(diào)節(jié)能力提升等實際情況，合理確定新能源配置儲能的規(guī)模和型式，避免資源浪費。逐步擴大獨立儲能/共享儲能比例。統(tǒng)籌區(qū)域內(nèi)新能源項目、電網(wǎng)安全運行要求，集中建設(shè)獨立或共享儲能電站，新能源大基地項目、新能源分布式項目配置儲能均宜集中建設(shè)儲能電站，新能源項目共享儲能容量、分攤儲能費用。健全儲能設(shè)施運行機制。建立“統(tǒng)一調(diào)度、共享使用”的協(xié)調(diào)運行機制，優(yōu)化儲能電站并網(wǎng)運行控制策略，提高儲能利用效率。

　　二是加大科技創(chuàng)新與運維管理，提升儲能安全水平。加大技術(shù)創(chuàng)新。改進儲能電芯安全控制技術(shù)及安全結(jié)構(gòu)，完善儲能電站并網(wǎng)運行控制策略，提升本質(zhì)安全水平;加強安全預(yù)防智能化建設(shè)，搭建數(shù)字化儲能電站數(shù)據(jù)處理與運維平臺，減少操控失誤帶來的安全問題。優(yōu)化安全管理體系。強化電化學(xué)儲能消防管理，制定儲能電站消防審核驗收、備案程序;建立電池選型和檢測體系，新投運儲能項目須開展電池單體、電池模塊及電池管理系統(tǒng)到貨抽檢及儲能電站并網(wǎng)檢測，檢測不符合要求的不予并網(wǎng);在運儲能項目應(yīng)開展在線運行性能監(jiān)測和評價，定期進行抽檢及監(jiān)督檢查;加強運維人員安全培訓(xùn)。完善技術(shù)標準體系。提升儲能標準與科技創(chuàng)新、管理創(chuàng)新的耦合力度，在儲能電站設(shè)計、設(shè)備技術(shù)要求、施工及驗收、運行維護、設(shè)備檢修、安全及風(fēng)險防控等方面，加快標準制修訂工作，實現(xiàn)標準引領(lǐng)。

　　三是完善市場機制，促進儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展。健全新型儲能電站參與電力市場規(guī)則。按照《關(guān)于進一步推動新型儲能參與電力市場和調(diào)度運用的通知》要求，各地方加快完善儲能電站參與電力市場相關(guān)配套政策及實施細則，保障新型儲能更好地融入電力市場;完善新型儲能參與電能量市場、輔助服務(wù)市場等機制。通過價格信號激勵市場主體自發(fā)配置儲能資源，引導(dǎo)社會資本參與新型儲能建設(shè)。出臺新型儲能容量電價政策。理順各類靈活性電源電價機制，出臺容量價格政策，盡快完善新型儲能商業(yè)模式，促進新型儲能、靈活性煤電、抽水蓄能等各類靈活性資源合理競爭。