新能源配儲能的現狀、挑戰及發展建議

　　習近平總書記在中共中央政治局第三十六次集體學習時指出，要推進先進儲能技術規模化應用。近年來，我國高度重視儲能技術與產業發展，先后出臺一系列政策措施。截至目前，全國已有近30個省份出臺了“十四五”新型儲能規劃或新能源配置儲能文件，大力發展“新能源+儲能”。但新能源配儲能存在利用率不高、成本難以消化、分散方式難發揮有效作用、配置的合理性及規模缺乏科學論證等問題。

新能源配儲能發展現狀

　　截至2021年底，全國儲能裝機規模達到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%為電化學儲能。截至2021年底，電源側、用戶側、電網側儲能裝機占比分別為49.7%、27.4%和22.9%，電源側儲能接近裝機的一半。各省規劃的新型儲能發展目標合計超過6000萬千瓦，是國家能源局《關于加快推動新型儲能發展的指導意見》文件中提出的2025年達到3000萬千瓦目標的兩倍。其中，電源側配儲能是各個省份重點支持方向，近期逐步加大了獨立儲能發展要求。

　　為充分了解儲能設施的運行情況，中電聯對電網公司、發電集團等單位所屬的新型儲能進行了專項調研。本次共調研電化學儲能項目208個，合計容量215萬千瓦，占全國電化學儲能裝機的近40%。其中，調研新能源配儲能裝機105萬千瓦，占全國新能源配儲裝機的2/3，具有代表性。調研結果表明：

　　從不同應用場景儲能項目配置時長看，調研機組儲能平均時長為2小時，新能源儲能配置時長為1.6小時，火電廠配儲能為0.6小時，電網儲能為2.3小時、用戶儲能為5.3小時，基本反映了各應用場景的技術需求和特性。

　　從各區域儲能應用場景分布看，華北、西北區域以新能源配儲能為主，華東區域新能源配儲能、電網側儲能與用戶側儲能應用分布較為均衡，南方區域以火電廠配儲能為主。

　　從儲能運行策略看，新能源配儲棄電期間一天至多“一充一放”運行，個別項目存在僅部分儲能單元被調用、甚至基本不調用的情況。

　　從儲能等效利用系數看，調研電化學儲能項目平均等效利用系數為12.2%，新能源配儲系數僅為6.1%，火電廠配儲能為15.3%，電網儲能為14.8%，用戶儲能為28.3%。相對而言，華北、西北區域的新能源配儲等效利用系數高于其他區域。

　　從儲能項目造價和商業模式看，儲能項目造價大多在1500～3000元/千瓦時之間，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、降低發電計劃偏差、提升電網安全運行穩定性、緩解輸電阻塞等作用，在能量市場、輔助服務市場、容量市場中具有多元價值，商業模式不盡相同，地區差異性較大。但從實際情況看，大部分儲能項目的盈利水平不高。

新能源配儲能存在的主要問題

　　一是新能源配儲能利用率低。

　　新能源配置儲能是多種儲能應用方式中的一種，新能源配儲能調用頻次、等效利用系數、利用率低于火電廠配儲能、電網儲能和用戶儲能。從調用頻次來看，目前，新能源配置的儲能一般是在有棄電時段進行充放運行，至多“一充一放”運行，部分區域配置的電化學儲能基本未調用。電網側、用戶側配的儲能多為“兩充兩放”運行模式，火儲調頻由于受AGC調度指令響應，儲能調用頻繁;從等效利用系數來看，2022年第一季度新能源配儲、火儲、電網側配儲、用戶側配儲等效利用系數分別為6.1%、15.3%、14.8%、28.3%。火儲、電網側和用戶側配儲日利用小時分別是新能源配儲利用小時的2.5倍、2.4倍、4.6倍，用戶側配儲的儲能實施利用最為充分;從日充放電等效利用率來看，新能源配儲、火儲、電網側配儲、用戶側配儲等效利用率分別為51.1%、344.6%、82.4%、67.1%，說明新能源配儲平均兩日才能實現一次完整的充電。

　　二是新能源配儲能規模、型式沒有進行科學論證。

　　新型儲能種類繁多、功用不一、技術成熟度和經濟性差異大。多地采取“一刀切”式的配置標準，部分地區將配儲能作為新能源建設的前置條件。考慮到各地資源特性、消納形勢、電力系統需求不同，應當詳細測算新能源配置儲能的必要性及比例。但已建成的新能源配儲電站利用率低下，說明“一刀切”式的配比要求不科學，且缺乏自主調用儲能的商業模式與市場化激勵，對儲能作用考慮得并不充分。例如，部分地區要求存量項目開始配置儲能裝置，而根據修訂后的GB38755《電力系統安全穩定導則》要求，多數新能源場站已完成一次調頻改造，若再按照10%配置儲能，儲能設施完全能夠滿足場站一次調頻能力需求，已經開展的一次調頻改造無法發揮作用，造成資源浪費。尤其是新型儲能種類繁多、功用不一、技術成熟度和經濟性差異大，總體處于產業發展初期，問題、需求和目標導向尚未理清(如新能源側配儲能是解決消納問題、還是解決上報的功率曲線誤差超標問題、或是解決系統靈活性資源不足問題)，“一刀切”的配置要求和管理方式不利于新型儲能高質量發展。不同新能源類型配置同等儲能缺乏科學性，光伏、風電同屬新能源，但由于其發電特性不同，同要求下的配置儲能在經濟性、利用率方面具有較多差異性，同質化的配置儲能要求缺乏科學性;分散的配置方式無法體現規模效益，新能源配置儲能主要跟隨新建項目，采取分散模式。由于建設單位為了搶占資源，更關注項目能否通過并網驗收，配建儲能的應用效果放在其次，儲能裝置質量參差不齊、管理使用模式也千差萬別，再疊加調用次數少，造成儲能利用率低、經濟性差。尤其是單個新能源發電企業配置的儲能或調峰設施規模較小，在運營過程中難以產生規模效應，出現運營成本高、效率低等問題。此外，不同電站之間的儲能在協調方面也存在障礙，導致儲能作用發揮不充分，儲能利用率嚴重受限。

　　三是新型儲能成本較高，缺乏疏導渠道。

　　新型儲能成本高于火電靈活性改造、抽水蓄能等技術，新能源配儲投資成本無法滿足收益率要求，投資回報機制模糊。目前新能源電價約在0.3元/千瓦時左右，即僅僅依靠回收棄電，遠遠不能滿足收益率要求。新型儲能對電力系統的效用呈多樣性，主要受益方是電力系統全體參與者或者是用戶，目前除削峰填谷(含消納)和調頻外，回報機制大多不清晰，且受政策性影響較大。當前，新能源配儲成本由新能源開發企業承擔，并未向下游傳導，疊加鋰離子電池成本上漲，給新能源企業帶來了較大的經營壓力，影響新能源開發企業投資決策。新能源配置的儲能可為電網提供調峰、調頻、備用、黑啟動、需求響應支撐等多種服務，但在新能源場站內布置，現行的市場機制難以體現儲能的其他價值。

　　四是新型儲能商業模式、電價機制有待進一步完善。

　　新能源配儲商業模式仍顯單一。新能源配儲能收益主要來源于電能量轉換與輔助服務，對于大部分新型儲能的經營環境而言，電源側電價峰谷差并不顯著，輔助服務價格也不高，導致儲能收益難以保障;儲能的諸多市場和價格規則仍有待落地。2022年5月24日，國家發展改革委辦公廳、國家能源局綜合司印發的《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》，對新型儲能“入市”后的市場、價格和運行等機制均作出了重要部署，該政策的出臺將有效推動新型儲能市場化進程，對儲能產業及商業模式的創新發展意義重大。然而，該政策的落地與實際執行仍面臨較多問題，各地在細化地方方案上也需因地制宜，政策變動對收益影響較大。此外，當前新能源配置儲能僅規定了儲能配置比例等基本參數，未出臺配套的具體使用和考核辦法;如儲能如何參與調度、調度的頻次、充放電次數、放電深度等方面尚沒有明確的規定等，導致儲能系統安裝之后使用的實際效果和收益難以保證，不僅加劇了部分企業劣幣驅逐良幣、選擇質量較差低廉儲能產品的意向，且強配儲能極少被調用，形成了負反饋的惡性循環。

　　五是新型儲能安全管理仍需加強。

　　近年來，隨著新型儲能的規模擴大和應用日益廣泛，其面臨的安全問題也愈發嚴峻。據不完全統計，自2018年起至今，全球已發生了40多起儲能電池爆炸起火事件，暴露出當前儲能電池產品存在安全可靠性不足、相關標準規范指導性不強、安全管理措施落實不到位、安全預警及應急機制不健全等問題。可以說，安全問題是新型儲能規模化健康穩定發展的關鍵影響因素之一。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品，增加了安全隱患。電化學儲能的安全包括電池本身的安全性和作為儲能系統使用時的系統安全性，涉及儲能電池、電池管理系統、電纜線束、系統電氣拓撲結構、預警監控消防系統、運行環境、安全管理等多個方面，涉及對象也包括專業技術操作人員、儲能電池本身以及電站安全運行管理等。電化學儲能的安全標準、管理規范有待進一步提升。

　　六是新型儲能運維難度大。

　　電化學儲能電芯數量龐大，儲能項目電池單體顆數的規模已經達到萬級甚至幾十萬級，且隨著電池運行時間的延長，電芯性能必然會出現或多或少的衰減，但BMS不能跟隨電芯性能衰減而實時更新電芯安全指標，且現有標準沒有明確詳細的現場檢測方法。此外，儲能電池在安裝前和運行中缺少現場檢測設備，無法在場站端對儲能電池、模塊或系統進行詳細的檢測分析，導致運維人員不能夠及時了解電池在運行過程中的詳細參數，只能依靠電池管理系統分析，維護難度極大;儲能電站運維涉及到電氣、化學、控制等多專業，對于現有運檢專業來說屬于新事物，當前儲能電站運維粗放，運維及檢修、調控監控人員均沒有相應的技術儲備及檢修運維裝備，大多數人員由新能源場站抽調，未經過專業的儲能系統技術培訓，對儲能系統出現的部分問題無法及時解決，導致儲能系統停機脫網或發生電池安全事故，運檢維修人員專業性有待提升。標準更替造成部分早期項目不滿足技術要求，部分早期建設的儲能電站，在設計及建設之初，按照當時設計標準滿足要求，但隨著相關國家標準、行業標準的完善，特別是大紅門儲能電站事故以來，國家、行業、地方均提出了更嚴格的要求，以至部分原設計標準已不滿足，部分儲能電站需要進行整改后方可投入運行。針對儲能系統的電網調度運行有待優化，一是在部分地區，由于電網夜間不會給光儲系統下指令放電，導致儲能在輻照較好階段儲存的電能不能用于支持晚用電高峰，只能用于下午輻照較差時段，影響儲能的峰谷發電價差;二是電網調度尚未形成儲能信息上傳的完整系統，無法與現有AGC功率下達系統相結合，造成不能有效防止儲能系統充電時出力與AGC下達出力不一致所導致的“兩個細則”考核，出現電站一邊為系統削峰填谷做貢獻，一邊因出力曲線無法跟蹤被考核。

有關建議

　　優化儲能配置和調運方式，提升儲能利用水平

　　因地制宜配置儲能規模和型式。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，具體分析各地系統調頻、調峰需求，綜合煤電靈活性改造、抽水蓄能建設、電網調節能力提升等實際情況，合理確定新能源配置儲能的規模和型式，避免資源浪費。

　　逐步擴大獨立儲能/共享儲能比例。借鑒發展抽蓄模式來發展新型儲能，逐步擴大獨立儲能/共享儲能比例。從優化電力系統運行、提高儲能設施利用率、支撐新能源占比逐步提高等角度出發，統籌區域內新能源項目、電網安全運行要求，集中建設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。

　　健全儲能設施運行機制。建立“統一調度、共享使用”的協調運行機制，對于已經布置在新能源側的儲能設施，按照相關要求進行改造向獨立/共享儲能發展，最大程度發揮儲能促進新能源消納、調峰調頻、功率支撐等多重作用。優化儲能電站并網運行控制策略，提高儲能利用效率。此外，儲能系統運行應以延長儲能設施壽命為核心，在滿足調度要求的條件下，盡量避免設備使用次數不均衡、設備頻繁操作和電池系統長時間深度充放電。

　　加大科技創新與運維管理，提升儲能安全水平

　　加大技術創新。改進儲能電芯安全控制技術及安全結構，完善儲能電站并網運行控制策略，提升本質安全水平;加強安全預防智能化建設，搭建數字化儲能電站數據處理與運維平臺，減少操控失誤帶來的安全問題;強化針對電化學儲能的消防能力建設，進一步深化儲能電站系統安全研究、儲能系統火災演化機制及防控技術研究,針對火災防控、早期預警、事故處置等方面的重點攻關，聯合企、事業多部門研究制定儲能電站專門的消防安全產品和應急方案;此外，建議有關部門牽頭制定儲能電站消防審核驗收(備案)程序及要求，解決消防報批難題，同時健全消防安全生產責任制，完善儲能電站應急預案和消防聯動機制。

　　優化安全管理體系。強化電化學儲能消防管理，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到貨抽檢及儲能電站并網檢測，檢測不符合要求的不予并網;在運儲能項目應開展在線運行性能監測和評價，定期進行抽檢及監督檢查，不符合要求的應予以整改，并增加建立對儲能電池的高/低電壓穿越、電網適應性、充放電性能、過載性能、額定能量等涉網性能相關測試要求;加強運維人員安全培訓，持續優化儲能電站的安全管理體系，明確各環節安全責任主體及安全管理職責劃分，完善基于儲能項目技術升級和安全性的檢測認證和監督體系，建設并運維好電化學儲能電站安全監測信息平臺。

　　完善技術標準體系。結合新型儲能技術進展和安全需求，動態更新電化學儲能標準體系，提升儲能標準與科技創新、管理創新的耦合力度，在儲能電站設計、設備技術要求、施工及驗收、運行維護、設備檢修、安全及風險防控等方面，加快標準制修訂工作，提升電化學儲能相關國家標準、行業標準、團體標準的建設力度，實現標準引領。

　　完善市場機制，促進儲能產業發展

　　健全新型儲能電站參與電力市場規則。按照《關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知》要求，各地方加快完善儲能電站參與電力市場相關配套政策及實施細則，保障新型儲能更好地融入電力市場。包括：取消儲能調頻機組調節速率值上限，推動儲能調頻項目更快發展;當電網因安全需求調度儲能項目參與調峰，導致充放電價差為負值時，計入現貨市場補償;出臺相關的稅收優惠與投資補貼、技術研發補貼等多項專項補貼政策，對項目的補貼范圍、補貼標準及具體的操作規則等予以明確;增加新能源發電側配套儲能調峰等輔助服務貢獻的獎勵，提升配建儲能項目的積極性;支持電網側儲能項目長期租賃模式運營并合理規定最短租賃年限，保障電網側儲能項目投資回報收益等。

　　完善新型儲能參與電能量市場、輔助服務市場等機制。目前儲能的盈利主要來源于電能量收益、輔助服務收益。在目前機制下，儲能受電價差低、調用次數不足、輔助服務價格低等因素影響，收益無法得到有效保障;部分地方政府雖然有補貼，但是隨著儲能規模的擴大，補貼難以持續。為此，亟需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，通過價格信號激勵市場主體自發配置儲能資源，引導社會資本參與新型儲能建設。

　　出臺新型儲能容量電價政策。鑒于新型儲能與抽蓄在功能與價值的統一性，新型儲能電站價格機制首先考慮儲能容量帶來的系統共享和多方獲益的特點，按照“誰受益、誰分擔”的原則承擔相應的容量成本。建議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。

作者：葉春、劉志強、李云凝、張源