新能源配储能运行情况调研报告

　　导语：聚焦新型电力系统建设，助力实现“双碳”目标。2022年，中国电力企业联合会继续发挥高端智库作用，组织开展7项行业发展重大问题调研，并取得丰硕成果。本篇《新能源配储能运行情况调研报告》在归纳总结新能源和储能产业发展、政策要求、技术进展的基础上，通过书面调研和实地调研相结合方式分析了新能源配置储能设施的运行情况，研究了新能源配置储能及储能运行面临的主要困难，从政策、技术、标准、市场等角度提出提升新能源与储能耦合发展的措施建议，为政府制定政策和电力企业规划发展提供参考。

　　近年来，我国高度重视储能技术与产业发展，先后出台一系列政策措施。截至目前，全国已有近30个省份出台了“十四五”新型储能规划或新能源配置储能文件，大力发展“新能源﹢储能”。但新能源配储能存在利用率不高、成本难以消化、分散方式难发挥有效作用、配置的合理性及规模缺乏科学论证等问题。

　　为促进新型储能产业高质量发展，中电联组织完成了“新能源配储能运行情况调研”报告，提出了相关措施建议，为政府制定政策和电力企业规划发展提供参考。

　　一、新能源配储能的调研情况

　　截至2021年底，全国储能装机规模达到4266万千瓦，其中新型储能装机626.8万千瓦，同比增长56.4%;新型储能中90%为电化学储能。截至2021年底，电源侧、用户侧、电网侧储能装机占比分别为49.7%、27.4%和22.9%，电源侧储能接近装机的一半。各省规划的新型储能发展目标合计超过6000万千瓦，是国家能源局《关于加快推动新型储能发展的指导意见》文件中提出的2025年达到3000万千瓦目标的两倍。其中，电源侧配储能是各个省份重点支持方向，近期逐步加大了独立储能发展要求。

　　为充分了解储能设施的运行情况，中电联对电网公司、发电集团等单位所属的新型储能进行了专项调研。本次共调研电化学储能项目208个，合计容量215万千瓦，占全国电化学储能装机的近40%。其中，调研新能源配储能装机105万千瓦，占全国新能源配储装机的三分之二，具有代表性。调研结果表明：

　　从不同应用场景储能项目配置时长看，调研机组储能平均时长为2小时，新能源储能配置时长为1.6小时，火电厂配储能为0.6小时，电网储能为2.3小时、用户储能为5.3小时，基本反映了各应用场景的技术需求和特性。

　　从各区域储能应用场景分布看，华北、西北区域以新能源配储能为主，华东区域新能源配储能、电网侧储能与用户侧储能应用分布较为均衡，南方区域以火电厂配储能为主。

　　从储能运行策略看，新能源配储至多弃电期间一天一充一放运行，个别项目存在仅部分储能单元被调用、甚至基本不调用的情况。

　　从储能等效利用系数看，调研电化学储能项目平均等效利用系数为12.2%，新能源配储系数仅为6.1%，火电厂配储能为15.3%，电网储能为14.8%，用户储能为28.3%。相对而言，华北、西北区域的新能源配储等效利用系数高于其他区域。

　　从储能项目造价和商业模式看，储能项目造价大多在1500~3000元/千瓦时之间，项目间由于边界条件不同造价差异较大。新能源配置储能具有平抑新能源输出功率波动、提升新能源消纳量、降低发电计划偏差、提升电网安全运行稳定性、缓解输电阻塞等作用，在能量市场、辅助服务市场、容量市场中具有多元价值，商业模式不尽相同、地区差异性较大。但从实际情况看，大部分储能项目的盈利水平不高。

　　二、新能源配储能存在的主要问题

　　一是新能源配储能利用率低。新能源配储能调用频次、等效利用系数、利用率低于火电厂配储能、电网储能和用户储能。

　　二是新能源配储能规模、型式没有进行科学论证。新型储能种类繁多、功用不一、技术成熟度和经济性差异大。多地采取“一刀切”式的配置标准，部分地区将配储能作为新能源建设的前置条件。风电配储和光伏配储对于储能的利用、弃风弃光的解决具有明显差异性，同质化的配置储能要求缺乏科学性。分散的配置方式无法体现规模效益，普遍存在运营成本高、效率低等问题，难以充分发挥储能作用。

　　三是新型储能成本较高，缺乏疏导渠道。新型储能成本高于火电灵活性改造、抽水蓄能等技术。当前新能源配储能的投资成本主要由新能源企业内部消化，叠加锂离子电池成本上涨，给新能源企业带来了较大的经营压力。

　　四是新型储能商业模式、电价机制有待进一步完善。新能源配储能收益主要来源于电能量转换与辅助服务，储能的诸多市场和价格规则仍有待落地;储能商业模式不稳定，回报机制不清晰，政策变动对收益影响较大。比如近期山东储能的容量补偿标准大幅下降，企业收益受到较大影响，不利于投资决策。

　　五是新型储能安全管理仍需加强。国外以及国内的储能起火事故说明，安全问题是新型储能规模化健康稳定发展的关键影响因素。在高成本压力下，部分项目选择了性能较差、投资成本较低的储能产品，增加了安全隐患。据统计，2022年1~8月，全国电化学储能项目非计划停机达到329次。电化学储能的安全标准、管理规范有待进一步提升。

　　六是新型储能运维难度大。电化学电芯数量庞大，储能项目电池单体颗数的规模已经达到万级甚至几十万级，维护难度极大;储能电站运维涉及到电气、化学、控制等多专业，当前运维粗放，运检维修人员专业性有待提升。

　　三、有关建议

　　一是优化储能配置和调运方式，提升储能利用水平。因地制宜配置储能规模和型式。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，具体分析各地系统调频、调峰需求，综合煤电灵活性改造、抽水蓄能建设、电网调节能力提升等实际情况，合理确定新能源配置储能的规模和型式，避免资源浪费。逐步扩大独立储能/共享储能比例。统筹区域内新能源项目、电网安全运行要求，集中建设独立或共享储能电站，新能源大基地项目、新能源分布式项目配置储能均宜集中建设储能电站，新能源项目共享储能容量、分摊储能费用。健全储能设施运行机制。建立“统一调度、共享使用”的协调运行机制，优化储能电站并网运行控制策略，提高储能利用效率。

　　二是加大科技创新与运维管理，提升储能安全水平。加大技术创新。改进储能电芯安全控制技术及安全结构，完善储能电站并网运行控制策略，提升本质安全水平;加强安全预防智能化建设，搭建数字化储能电站数据处理与运维平台，减少操控失误带来的安全问题。优化安全管理体系。强化电化学储能消防管理，制定储能电站消防审核验收、备案程序;建立电池选型和检测体系，新投运储能项目须开展电池单体、电池模块及电池管理系统到货抽检及储能电站并网检测，检测不符合要求的不予并网;在运储能项目应开展在线运行性能监测和评价，定期进行抽检及监督检查;加强运维人员安全培训。完善技术标准体系。提升储能标准与科技创新、管理创新的耦合力度，在储能电站设计、设备技术要求、施工及验收、运行维护、设备检修、安全及风险防控等方面，加快标准制修订工作，实现标准引领。

　　三是完善市场机制，促进储能产业发展。健全新型储能电站参与电力市场规则。按照《关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知》要求，各地方加快完善储能电站参与电力市场相关配套政策及实施细则，保障新型储能更好地融入电力市场;完善新型储能参与电能量市场、辅助服务市场等机制。通过价格信号激励市场主体自发配置储能资源，引导社会资本参与新型储能建设。出台新型储能容量电价政策。理顺各类灵活性电源电价机制，出台容量价格政策，尽快完善新型储能商业模式，促进新型储能、灵活性煤电、抽水蓄能等各类灵活性资源合理竞争。