11月8日，中國電力企業(yè)聯(lián)合會(huì )2022年年會(huì )暨臨時(shí)會(huì )員代表大會(huì )在?？谡匍_(kāi)，會(huì )上中電聯(lián)發(fā)布了《新能源配儲能運行情況調研報告》（以下簡(jiǎn)稱(chēng)《報告》）。
《報告》詳細分析中國不同場(chǎng)景下，儲能的應用、配置情況，闡述了新能源配儲面臨的問(wèn)題，并提出了相關(guān)的改善建議?！秷蟾妗返年P(guān)鍵信息如下。
各省儲能規劃總規模已超“十四五”規劃規模的兩倍
《報告》指出：截至2021年底，全國儲能裝機規模達到4266萬(wàn)千瓦，其中新型儲能裝機626.8萬(wàn)千瓦，同比增長(cháng)56.4%；新型儲能中90%為電化學(xué)儲能。
截至 2021年底，電源側、用戶(hù)側、電網(wǎng)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(fā)展目標合計超過(guò)6000萬(wàn)千瓦，是國家能源局《關(guān)于加快推動(dòng)新型儲能發(fā)展的指導意見(jiàn)》文件中提出的2025年達到3000萬(wàn)千瓦目標的兩倍。
電源側配儲能是各個(gè)省份重點(diǎn)支持方向，著(zhù)重調研新能源配儲項目
截至目前，全國已有近 30個(gè)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(fā)展“新能源+儲能”。
中電聯(lián)本次共調研電化學(xué)儲能項目208個(gè)，合計容量215 萬(wàn)千瓦，占全國電化學(xué)儲能裝機的近40%。其中，調研新能源配儲能裝機105萬(wàn)千瓦，占全國新能源配儲裝機的三分之二，具有代表性。調研結果顯示：
從不同應用場(chǎng)景儲能項目配置時(shí)長(cháng)看
調研機組儲能平均時(shí)長(cháng)為2h，新能源儲能配置時(shí)長(cháng)為1.6h，火電廠(chǎng)配儲能為0.6h電網(wǎng)儲能為2.3h、用戶(hù)儲能為5.3h，基本反映了各應用場(chǎng)景的技術(shù)需求和特性。
從各區域儲能應用場(chǎng)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(wǎng)側儲能與用戶(hù)側儲能應用分布較為均衡，南方區域以火電廠(chǎng)配儲能為主。
從儲能運行策略看
新能源配儲至多棄電期間一天一充一放運行，個(gè)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(xué)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(chǎng)配儲能為15.3%，電網(wǎng)儲能為 14.8%，用戶(hù)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(jià)和商業(yè)模式看
儲能項目造價(jià)大多在1500-3000元/kWh 之間，項目間由于邊界條件不同造價(jià)差異較大。新能源配置儲能具有平抑新能源輸出功率波動(dòng)、提升新能源消納量降低發(fā)電計劃偏差、提升電網(wǎng)安全運行穩定性、緩解輸電阻塞等作用，在能量市場(chǎng)、輔助服務(wù)市場(chǎng)、容量市場(chǎng)中具有多元價(jià)值，商業(yè)模式不盡相同、地區差異性較大。但從實(shí)際情況看，大部分儲能項目的盈利水平不高。
存在問(wèn)題：新能源配儲利用率低、配儲規模缺乏科學(xué)論證、成本缺乏疏導機制、商業(yè)模式欠缺等
新能源配儲還存在較多問(wèn)題，主要體現在：
新能源配儲能利用率低
新能源配儲能調用頻次、等效利用系數、利用率低于火電廠(chǎng)配儲能、電網(wǎng)儲能和用戶(hù)儲能。
新能源配儲能規模、型式?jīng)]有進(jìn)行科學(xué)論證
新型儲能種類(lèi)繁多、功用不一、技術(shù)成熟度和經(jīng)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。風(fēng)電配儲和光伏配儲對于儲能的利用、棄風(fēng)棄光的解決具有明顯差異性，同質(zhì)化的配置儲能要求缺乏科學(xué)性。分散的配置方式無(wú)法體現規模效益，普遍存在運營(yíng)成本高、效率低等問(wèn)題，難以充分發(fā)揮儲能作用。
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(shù)。當前新能源配儲能的投資成本主要由新能源企業(yè)內部消化，疊加鋰離子電池成本上漲，給新能源企業(yè)帶來(lái)了較大的經(jīng)營(yíng)壓力。
新型儲能商業(yè)模式、電價(jià)機制有待進(jìn)一步完善
新能源配儲能收益主要來(lái)源于電能量轉換與輔助服務(wù)，儲能的諸多市場(chǎng)和價(jià)格規則仍有待落地；儲能商業(yè)模式不穩定,回報機制不清晰，政策變動(dòng)對收益影響較大。比如近期山東儲能的容量補償標準大幅下降，企業(yè)收益受到較大影響，不利于投資決策。
新型儲能安全管理仍需加強
國外以及國內的儲能起火事故說(shuō)明，安全問(wèn)題是新型儲能規?；】捣€定發(fā)展的關(guān)鍵影響因素。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(chǎn)品，增加了安全隱患。據統計，2022年1-8月，全國電化學(xué)儲能項目非計劃停機達到 329 次。電化學(xué)儲能的安全標準、管理規范有待進(jìn)一步提升。
新型儲能運維難度大
電化學(xué)電芯數量龐大，儲能項目電池單體顆數的規模已經(jīng)達到萬(wàn)級甚至幾十萬(wàn)級，維護難度極大；儲能電站運維涉及到電氣、化學(xué)、控制等多專(zhuān)業(yè)，當前運維粗放，運檢維修人員專(zhuān)業(yè)性有待提升。
優(yōu)化配置及運行、提升安全水平、完善市場(chǎng)機制，促進(jìn)儲能發(fā)展
《報告》根據調研的實(shí)際結果，提出了促進(jìn)儲能發(fā)展的意見(jiàn)建議：
優(yōu)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(wǎng)架結構、負荷特性、電網(wǎng)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(wǎng)調節能力提升等實(shí)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。統籌區域內新能源項目、電網(wǎng)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(xié)調運行機制，優(yōu)化儲能電站并網(wǎng)運行控制策略，提高儲能利用效率。
加大科技創(chuàng )新與運維管理，提升儲能安全水平
加大技術(shù)創(chuàng )新。改進(jìn)儲能電芯安全控制技術(shù)及安全結構，完善儲能電站并網(wǎng)運行控制策略，提升本質(zhì)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(lái)的安全問(wèn)題。優(yōu)化安全管理體系。強化電化學(xué)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(kāi)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(wǎng)檢測，檢測不符合要求的不予并網(wǎng)；在運儲能項目應開(kāi)展在線(xiàn)運行性能監測和評價(jià)，定期進(jìn)行抽檢及監督檢查；加強運維人員安全培訓。完善技術(shù)標準體系。提升儲能標準與科技創(chuàng )新、管理創(chuàng )新的耦合力度，在儲能電站設計、設備技術(shù)要求、施工及驗收、運行維護、設備檢修、安全及風(fēng)險防控等方面，加快標準制修訂工作，實(shí)現標準引領(lǐng)。
完善市場(chǎng)機制，促進(jìn)儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展
健全新型儲能電站參與電力市場(chǎng)規則。按照《關(guān)于進(jìn)一步推動(dòng)新型儲能參與電力市場(chǎng)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(chǎng)相關(guān)配套政策及實(shí)施細則，保障新型儲能更好地融入電力市場(chǎng)；完善新型儲能參與電能量市場(chǎng)、輔助服務(wù)市場(chǎng)等機制。通過(guò)價(jià)格信號激勵市場(chǎng)主體自發(fā)配置儲能資源，引導社會(huì )資本參與新型儲能建設。出臺新型儲能容量電價(jià)政策。理順各類(lèi)靈活性電源電價(jià)機制，出臺容量?jì)r(jià)格政策，盡快完善新型儲能商業(yè)模式，促進(jìn)新型儲能、靈活性煤電、抽水蓄能等各類(lèi)靈活性資源合理競爭。