電化學儲能加速崛起機遇與挑戰并存

　　得益于政策支持、技術進步、成本下降等多重因素推動，以電化學儲能為代表的新型儲能駛入發展“快車道”，裝機規模呈現爆發式增長，新型儲能在能源電力轉型中的作用和地位日益顯現。國家能源局授權中國電力企業聯合會牽頭建設的國家電化學儲能電站安全監測信息平臺，日前發布了《2023年上半年度電化學儲能電站行業統計數據》(以下簡稱《統計數據》)，匯總了全國電力安全生產委員會19家企業成員單位500千瓦/500千瓦時以上的電化學儲能電站建設、電力電量、能效、可靠性等情況，這些數據反映了電化學儲能產業的發展現狀。

　　電化學儲能行業進入規模化發展期

　　行業發展迅猛

　　近年來，電化學儲能呈現爆發式增長，根據《統計數據》，2023年上半年，新增投運電化學儲能電站227座、總功率7.41吉瓦、總能量14.71吉瓦時，新增規模創歷史新高，超過此前歷年累計裝機規模總和(見圖1)。此外，目前在建電化學儲能電站325座、總功率12.92吉瓦、總能量30.49吉瓦時，按照電化學儲能電站建設周期一般6～8個月計算，在不計新增項目的情況下，2023年下半年新增裝機規模也將翻一番，提前兩年完成“十四五”規劃裝機目標(國家發改委、國家能源局《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》中提到，2025年新型儲能裝機規模達3000萬千瓦以上)。

　　增長潛力巨大

　　各省積極布局多種新型儲能技術路線，目前，已有20余個省市公布了儲能發展規劃，到2025年，新型儲能裝機將超70吉瓦，其中青海、山西、甘肅3個省份規劃的儲能規模最大，總裝機目標均在6吉瓦左右;河南、寧夏、內蒙古、山東緊隨其后，總裝機目標均達到5吉瓦。根據《統計數據》，截至2023年6月底，累計投運電化學儲能14.30吉瓦，占各省規劃總裝機的20%，目前，僅山東、寧夏、內蒙古、湖南、甘肅5省/自治區累計投運總裝機超過1吉瓦。未來，電化學儲能發展空間巨大，預計到2025年，電化學儲能將延續高速增長態勢，且有進一步擴大的趨勢(見圖2)。

　　單體規模提高

　　2020年，國內首個百兆瓦級電化學儲能電站并網。近兩年，各地百兆瓦級大型電化學儲能電站逐步建成投運，根據《統計數據》，截至2023年6月底，累計投運百兆瓦級電化學儲能電站57座、在建電站52座，電化學儲能電站呈現集中式、大型化的趨勢(見圖3)。大型儲能電站電芯數量龐大、電氣設備數量多、信息數據海量，對電站集成技術、消防安全、日常運維等帶來更大的挑戰，提升大型電化學儲能電站在全壽命周期內的安全管理能力迫在眉睫。

　　應用場景集中

　　電化學儲能主要集中在電源側新能源配儲和電網側獨立儲能。根據《統計數據》，截至2023年6月底，新能源配儲和獨立儲能累計投運總裝機合計占比達80%以上。當前，全國已有多個省份發布新能源配儲政策，大部分省份配儲比例在5%～30%之間，配置時長以1～2小時為主，最高可到4小時。截至2023年6月底，累計投運新能源配儲裝機6.20吉瓦，其中今年上半年新增裝機約3.38吉瓦。自2021年以來，我國陸續出臺了獨立儲能示范項目建設、鼓勵共享租賃、鼓勵參與電力現貨市場交易及輔助服務市場交易等一系列支持政策。根據《統計數據》，截至2023年6月底，累計投運獨立儲能裝機5.51吉瓦，其中今年上半年新增裝機約3.41吉瓦，獨立儲能發展勢頭迅猛(見圖4)。

　　電化學儲能電站利用情況有待提升，整體平均利用系數與2022年持平

　　根據《統計數據》，2023年上半年，電化學儲能日均利用小時數為2.16小時、平均利用系數0.09(折合成滿額定功率運行時的小時數與統計期間小時數的比值)，與2022年電化學儲能平均利用情況基本持平。

　　從應用場景看，“火電+儲能”聯合調頻是目前市場化程度較高、投資回報相對較好的應用領域。另外，較大的峰谷價差為用戶側儲能帶來一定的盈利空間。2023年上半年，火電配儲、用戶側儲能運行較為充分，日均利用小時數分別為3.24小時、4.54小時，平均利用系數分別為0.14、0.19。獨立儲能容量租賃仍需進一步明確保障機制，輔助服務收益無法達到預期值，儲能參與電力現貨市場還處于探索階段，新能源配儲還沒有相對成熟的收益模式，電網側獨立儲能與新能源配儲略低于電化學儲能平均利用水平，利用系數均為0.06。

　　新能源配儲利用情況有所好轉，但仍不及設計預期

　　考慮電化學儲能電站不同于常規水電、火電等機組，其運行狀況與系統要求密切相關，運行特性與其所在的應用場景密切相關，不能簡單地從利用小時數低斷言電化學儲能電站利用率水平低。《統計數據》新增利用率指數評價指標，將統計期間利用小時數與電站設計充放電小時數進行比較，用于評價電化學儲能電站是否達到設計預期水平，客觀反映電化學儲能電站利用率水平。

　　根據《統計數據》，2023年上半年，電化學儲能平均利用率指數為0.34，意味著達到電站平均設計利用小時數的34%，與電站設計初衷存在一定的差異，平均日等效充放電次數0.58次，相當于每1.7天完成一次完整充放電。

　　從應用場景看，各場景利用情況均不及設計預期。其中，火電配儲與設計預期差異較小，平均利用率指數為0.59，達到電站平均設計利用小時數的59%。用戶側儲能平均利用率指數為0.49，達到電站平均設計利用小時數的49%。電網側獨立儲能與新能源配儲略低于平均利用率指數，分別為0.32、0.27，分別達到電站平均設計利用小時數的32%、27%。

　　下一步發展建議

　　一是因地制宜配置儲能規模。當前，各地區發布的一系列儲能支持政策，極大地刺激了產業鏈下游企業加快布局儲能業務，在一定程度上降低了儲能產業鏈下游成本，但儲能利用率有待進一步提高。應基于當地電源結構、網架結構、負荷特性等因素，結合已建儲能電站實際數據，由地方政府和電網公司牽頭，滾動確定并發布區域各應用場景儲能規模和比例，有序引導儲能建設節奏。

　　二是提升電化學儲能安全管理能力。目前，新能源配儲的利用情況普遍不及預期，部分電站存在長期不用的情況，忽視了電站安全管理、運維管理和產品質量管理，后續一旦開展正常應用就會存在安全隱患。對于長期不用的電站，應在電站按設計預期投運前做好全方位風險隱患排查及安全評估，尤其是電池一致性評估等工作，避免出現各類潛在的風險隱患。此外，大型儲能電站技術路線多樣、設備數量眾多、運行方式更為復雜，隨著儲能向更大容量發展，應高度重視大型儲能電站集成技術、日常運維及消防管理，加強電站安全狀態監測分析，提升大型儲能電站安全管理能力。

　　三是建立電化學儲能對標評價體系。電化學儲能特性與常規水電、火電不同，需要站在電力系統及儲能電站本身的角度，制定與電化學儲能特性相適應的對標評價指標，建立分級分類綜合評分標準，科學客觀評價在不同應用場景下電化學儲能的運行效果及作用。同時選取裝機規模較大的電化學儲能電站，加快電化學儲能行業對標評價試點落地，樹立電化學儲能電站標桿示范，引領行業高質量發展。

　　本文刊載于《中國電力企業管理》2023年11期，作者單位：中國電力企業聯合會