新能源配儲能運行情況調研報告

　　導語：聚焦新型電力系統(tǒng)建設，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)展重大問題調研，并取得豐碩成果。本篇《新能源配儲能運行情況調研報告》在歸納總結新能源和儲能產業(yè)發(fā)展、政策要求、技術進展的基礎上，通過書面調研和實地調研相結合方式分析了新能源配置儲能設施的運行情況，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、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與產業(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)模缺乏科學論證等問題。

　　為促進新型儲能產業(yè)高質量發(fā)展，中電聯(lián)組織完成了“新能源配儲能運行情況調研”報告，提出了相關措施建議，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%為電化學儲能。截至2021年底，電源側、用戶側、電網側儲能裝機占比分別為49.7%、27.4%和22.9%，電源側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《關于加快推動新型儲能發(fā)展的指導意見》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。

　　為充分了解儲能設施的運行情況，中電聯(lián)對電網公司、發(fā)電集團等單位所屬的新型儲能進行了專項調研。本次共調研電化學儲能項目208個，合計容量215萬千瓦，占全國電化學儲能裝機的近40%。其中，調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。調研結果表明：

　　從不同應用場景儲能項目配置時長看，調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，電網儲能為2.3小時、用戶儲能為5.3小時，基本反映了各應用場景的技術需求和特性。

　　從各區(qū)域儲能應用場景分布看，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、電網側儲能與用戶側儲能應用分布較為均衡，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用、甚至基本不調用的情況。

　　從儲能等效利用系數(shù)看，調研電化學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。新能源配儲能調用頻次、等效利用系數(shù)、利用率低于火電廠配儲能、電網儲能和用戶儲能。

　　二是新能源配儲能規(guī)模、型式沒有進行科學論證。新型儲能種類繁多、功用不一、技術成熟度和經濟性差異大。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的前置條件。風電配儲和光伏配儲對于儲能的利用、棄風棄光的解決具有明顯差異性，同質化的配置儲能要求缺乏科學性。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，缺乏疏導渠道。新型儲能成本高于火電靈活性改造、抽水蓄能等技術。當前新能源配儲能的投資成本主要由新能源企業(yè)內部消化，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換與輔助服務，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品，增加了安全隱患。據統(tǒng)計，2022年1~8月，全國電化學儲能項目非計劃停機達到329次。電化學儲能的安全標準、管理規(guī)范有待進一步提升。

　　六是新型儲能運維難度大。電化學電芯數(shù)量龐大，儲能項目電池單體顆數(shù)的規(guī)模已經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、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、有關建議

　　一是優(yōu)化儲能配置和調運方式，提升儲能利用水平。因地制宜配置儲能規(guī)模和型式。結合當?shù)匦履茉聪{、資源特性、網架結構、負荷特性、電網安全、電源結構等因素，具體分析各地系統(tǒng)調頻、調峰需求，綜合煤電靈活性改造、抽水蓄能建設、電網調節(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)域內新能源項目、電網安全運行要求，集中建設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。健全儲能設施運行機制。建立“統(tǒng)一調度、共享使用”的協(xié)調運行機制，優(yōu)化儲能電站并網運行控制策略，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。加大技術創(chuàng)新。改進儲能電芯安全控制技術及安全結構，完善儲能電站并網運行控制策略，提升本質安全水平;加強安全預防智能化建設，搭建數(shù)字化儲能電站數(shù)據處理與運維平臺，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檢測，檢測不符合要求的不予并網;在運儲能項目應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。完善技術標準體系。提升儲能標準與科技創(chuàng)新、管理創(chuàng)新的耦合力度，在儲能電站設計、設備技術要求、施工及驗收、運行維護、設備檢修、安全及風險防控等方面，加快標準制修訂工作，實現(xiàn)標準引領。

　　三是完善市場機制，促進儲能產業(yè)發(fā)展。健全新型儲能電站參與電力市場規(guī)則。按照《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》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，引導社會資本參與新型儲能建設。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。