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11月8日，中國電力企業(yè)聯(lián)合會2022年年會暨臨時會員代表大會在海口召開，會上中電聯(lián)發(fā)布了《新能源配儲能運行情況調(diào)研報告》（以下簡稱《報告》）。

《報告》詳細分析中國不同場景下，儲能的應(yīng)用、配置情況，闡述了新能源配儲面臨的問題，并提出了相關(guān)的改善建議?！秷蟾妗返年P(guān)鍵信息如下。

各省儲能規(guī)劃總規(guī)模已超“十四五”規(guī)劃規(guī)模的兩倍

《報告》指出：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。

電源側(cè)配儲能是各個省份重點支持方向，著重調(diào)研新能源配儲項目

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”。

中電聯(lián)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)果顯示：

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2h，新能源儲能配置時長為1.6h，火電廠配儲能為0.6h電網(wǎng)儲能為2.3h、用戶儲能為5.3h，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/kWh 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。

存在問題：新能源配儲利用率低、配儲規(guī)模缺乏科學(xué)論證、成本缺乏疏導(dǎo)機制、商業(yè)模式欠缺等

新能源配儲還存在較多問題，主要體現(xiàn)在：

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。

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。

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(dāng)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。

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。

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)模化健康穩(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。

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(dāng)前運維粗放，運檢維修人員專業(yè)性有待提升。

優(yōu)化配置及運行、提升安全水平、完善市場機制，促進儲能發(fā)展

《報告》根據(jù)調(diào)研的實際結(jié)果，提出了促進儲能發(fā)展的意見建議：

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(dāng)?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。

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)。

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。

原標題：中電聯(lián)：儲能裝機6.27GW，新能源配儲等效利用系數(shù)僅為6.1%