电化学储能利用水平稳步上升

　　中国电力企业联合会(以下简称“中电联”)3月27日在第二届中国储能大会上发布的《2023年度电化学储能电站安全信息统计数据》(以下简称《数据》)显示，2023年，中国电化学储能电站平均等效充放电次数162次，平均出力系数0.54，平均备用系数0.84。

　　“此前行业对电化学储能建而不用，收益不及预期的质疑声很大。2023年，电化学储能电站利用情况整体基本平稳，几大核心场景有所好转。全年平均运行系数0.13，日均运行3.12小时，年均运行1139小时，平均利用率指数27%。”中电联电动交通与储能分会副秘书长马晓光进一步介绍，具体到不同应用场景，工商业配储平均运行系数由2022年的0.4提升至0.59(日均运行14.25小时)，平均利用率指数由2022年的45%提升至65%;新能源配储平均运行系数由2022年的0.06提升至0.09(日均运行2.18小时)，平均利用率指数17%;独立储能平均运行系数0.11(日均运行2.61小时)，平均利用率指数由2022年的30%提升至38%。

　　摸清“家底”和运行水平

　　2023年6月，国家电化学储能电站安全监测信息平台正式上线应用，开展安全信息报送、风险隐患排查等工作，支撑行业全面摸清电化学储能“家底”及安全运行水平。

　　根据国家电化学储能电站安全监测信息平台汇集数据，截至2023年底，累计投运电化学储能电站958座，装机规模25GW/50.86GWh。2023年，新增投运电站486座，装机规模18.11GW/36.81GWh，总功率同比增长近4倍，超过此前历年累计装机规模总和。这意味着，已经投运的电化学储能装机相当于全国电源总装机的0.86%、新能源总装机的2.24%。其中，2023年新增投运电化学储能装机相当于全国电源新增装机的4.91%、新能源新增装机的6.08%。

　　从区域看，新增投运总装机排名前十的省区依次为内蒙古、甘肃、宁夏、湖南、山东、新疆、湖北、安徽、贵州、广西，总装机约15.67GW、占比86.51%。其中，新增新能源配储装机8.28GW，主要分布在内蒙古、甘肃、新疆、山东等省区;新增独立储能装机9.26GW，主要分布在宁夏、湖南、山东、湖北等省区;用户侧累计投运0.7GW，其中工商业配置储能占用户侧装机的72.88%。2023年新增装机全部为工商业配置储能，主要分布在浙江、江苏、广东等省份。

　　《数据》分析，已投运的电化学储能电站逐步呈现集中式、大型化趋势，投运百兆瓦级以上大型电站装机12.81GW，占比51.23%。2023年，新增投运大型、中型、小型及以下电站总装机占比分别为54.89%、44.20%、0.91%。

　　从能效情况看，2023年电化学储能(仅电网侧)下网电量1869GWh，上网电量1476GWh，平均综合效率78.98%。2023年，电化学储能电站充电电量3680GWh，放电电量3195GWh，平均转换效率86.82%。

　　运行可靠性方面，2023年电化学储能电站整体安全运行良好，全年未发生重大安全事故，可用系数达0.97。计划停运769次，单次平均计划停运时长91.29小时，单位能量计划停运次数9.99次/100MWh。非计划停运1030次，单次平均非计划停运时长29.12小时，单位能量非计划停运次数26.73次/100MWh。其中，电站关键设备、系统以及集成安装质量问题是导致电站非计划停运主要原因，非计划停运次数占比达80%以上。

　　多措并举提升利用率

　　此外，中电联还对投运满1年电站的平均运行情况进行了统计。

　　在电源侧新能源配储电站领域，规模为5MW—10MW新能源配储电站平均运行情况相对较好，年均运行982小时，年均利用874小时，年均等效充放电156次，平均利用率指数22%。

　　如何提升储能电站的利用率?近两年，行业从完善新型储能参与现货市场、辅助服务市场等价格机制、提升设备的可靠性和管理运维水平等方面发力，以实现储能的多重价值、对电力系统的高效支撑，并获取合理收益。

　　“现阶段，储能仍然处于规模化发展初期阶段，技术创新、商业模式以及政策支持还需不断完善。储能产业高质量发展需要深刻把握能源转型的规律，为新型储能从具备价值到实现价格创造条件。”中电联副秘书长刘永东指出，根据电力系统规划需求合理确定储能的规模和类型，提升储能电站利用水平。“同时，立足储能在电力系统中的作用和定位，结合当地新能源消纳、资源特性、网架结构、负荷特性、电网安全、电源结构等因素，以电力系统规划为龙头，有序引导建设节奏，避免资源重复配置。从优化电力系统运行、提高储能利用率等角度出发，鼓励新能源场站以租赁独立储能部分容量的方式落实调节资源的要求，逐步扩大独立储能、共享储能比例，提升调用友好性。”

　　“在目前机制下，部分地方政府虽然有补贴，但随着储能规模扩大，补贴难以持续，建立保障新型储能盈利的长效机制，完善电能量市场、辅助服务市场等机制尤为迫切。” 刘永东指出，鉴于新型储能与抽水蓄能在功能与价值的统一性，建议开展新型储能容量核定研究，科学合理确定新型储能容量核定规则，理顺各类灵活性电源电价机制，出台新型储能的容量电价或容量补偿政策，推动各类灵活性资源合理竞争。

　　文丨中国能源报 记者 卢奇秀