電化學儲能利用水平穩步上升

　　中國電力企業聯合會(以下簡稱“中電聯”)3月27日在第二屆中國儲能大會上發布的《2023年度電化學儲能電站安全信息統計數據》(以下簡稱《數據》)顯示，2023年，中國電化學儲能電站平均等效充放電次數162次，平均出力系數0.54，平均備用系數0.84。

　　“此前行業對電化學儲能建而不用，收益不及預期的質疑聲很大。2023年，電化學儲能電站利用情況整體基本平穩，幾大核心場景有所好轉。全年平均運行系數0.13，日均運行3.12小時，年均運行1139小時，平均利用率指數27%。”中電聯電動交通與儲能分會副秘書長馬曉光進一步介紹，具體到不同應用場景，工商業配儲平均運行系數由2022年的0.4提升至0.59(日均運行14.25小時)，平均利用率指數由2022年的45%提升至65%;新能源配儲平均運行系數由2022年的0.06提升至0.09(日均運行2.18小時)，平均利用率指數17%;獨立儲能平均運行系數0.11(日均運行2.61小時)，平均利用率指數由2022年的30%提升至38%。

　　摸清“家底”和運行水平

　　2023年6月，國家電化學儲能電站安全監測信息平臺正式上線應用，開展安全信息報送、風險隱患排查等工作，支撐行業全面摸清電化學儲能“家底”及安全運行水平。

　　根據國家電化學儲能電站安全監測信息平臺匯集數據，截至2023年底，累計投運電化學儲能電站958座，裝機規模25GW/50.86GWh。2023年，新增投運電站486座，裝機規模18.11GW/36.81GWh，總功率同比增長近4倍，超過此前歷年累計裝機規模總和。這意味著，已經投運的電化學儲能裝機相當于全國電源總裝機的0.86%、新能源總裝機的2.24%。其中，2023年新增投運電化學儲能裝機相當于全國電源新增裝機的4.91%、新能源新增裝機的6.08%。

　　從區域看，新增投運總裝機排名前十的省區依次為內蒙古、甘肅、寧夏、湖南、山東、新疆、湖北、安徽、貴州、廣西，總裝機約15.67GW、占比86.51%。其中，新增新能源配儲裝機8.28GW，主要分布在內蒙古、甘肅、新疆、山東等省區;新增獨立儲能裝機9.26GW，主要分布在寧夏、湖南、山東、湖北等省區;用戶側累計投運0.7GW，其中工商業配置儲能占用戶側裝機的72.88%。2023年新增裝機全部為工商業配置儲能，主要分布在浙江、江蘇、廣東等省份。

　　《數據》分析，已投運的電化學儲能電站逐步呈現集中式、大型化趨勢，投運百兆瓦級以上大型電站裝機12.81GW，占比51.23%。2023年，新增投運大型、中型、小型及以下電站總裝機占比分別為54.89%、44.20%、0.91%。

　　從能效情況看，2023年電化學儲能(僅電網側)下網電量1869GWh，上網電量1476GWh，平均綜合效率78.98%。2023年，電化學儲能電站充電電量3680GWh，放電電量3195GWh，平均轉換效率86.82%。

　　運行可靠性方面，2023年電化學儲能電站整體安全運行良好，全年未發生重大安全事故，可用系數達0.97。計劃停運769次，單次平均計劃停運時長91.29小時，單位能量計劃停運次數9.99次/100MWh。非計劃停運1030次，單次平均非計劃停運時長29.12小時，單位能量非計劃停運次數26.73次/100MWh。其中，電站關鍵設備、系統以及集成安裝質量問題是導致電站非計劃停運主要原因，非計劃停運次數占比達80%以上。

　　多措并舉提升利用率

　　此外，中電聯還對投運滿1年電站的平均運行情況進行了統計。

　　在電源側新能源配儲電站領域，規模為5MW—10MW新能源配儲電站平均運行情況相對較好，年均運行982小時，年均利用874小時，年均等效充放電156次，平均利用率指數22%。

　　如何提升儲能電站的利用率?近兩年，行業從完善新型儲能參與現貨市場、輔助服務市場等價格機制、提升設備的可靠性和管理運維水平等方面發力，以實現儲能的多重價值、對電力系統的高效支撐，并獲取合理收益。

　　“現階段，儲能仍然處于規模化發展初期階段，技術創新、商業模式以及政策支持還需不斷完善。儲能產業高質量發展需要深刻把握能源轉型的規律，為新型儲能從具備價值到實現價格創造條件。”中電聯副秘書長劉永東指出，根據電力系統規劃需求合理確定儲能的規模和類型，提升儲能電站利用水平。“同時，立足儲能在電力系統中的作用和定位，結合當地新能源消納、資源特性、網架結構、負荷特性、電網安全、電源結構等因素，以電力系統規劃為龍頭，有序引導建設節奏，避免資源重復配置。從優化電力系統運行、提高儲能利用率等角度出發，鼓勵新能源場站以租賃獨立儲能部分容量的方式落實調節資源的要求，逐步擴大獨立儲能、共享儲能比例，提升調用友好性。”

　　“在目前機制下，部分地方政府雖然有補貼，但隨著儲能規模擴大，補貼難以持續，建立保障新型儲能盈利的長效機制，完善電能量市場、輔助服務市場等機制尤為迫切。” 劉永東指出，鑒于新型儲能與抽水蓄能在功能與價值的統一性，建議開展新型儲能容量核定研究，科學合理確定新型儲能容量核定規則，理順各類靈活性電源電價機制，出臺新型儲能的容量電價或容量補償政策，推動各類靈活性資源合理競爭。

　　文丨中國能源報 記者 盧奇秀