中電聯調研報告：新能源配儲等效利用系數僅為6.1%
光伏產業網訊
發布日期：2022-11-08
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中電聯調研報告：新能源配儲等效利用系數僅為6.1%
11月8日，中國電力企業聯合會2022年年會暨臨時會員代表大會在?？谡匍_，會上中電聯發布了《新能源配儲能運行情況調研報告》（以下簡稱《報告》）。
《報告》詳細分析中國不同場景下，儲能的應用、配置情況，闡述了新能源配儲面臨的問題，并提出了相關的改善建議。《報告》的關鍵信息如下。
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。
電源側配儲能是各個省份重點支持方向，著重調研新能源配儲項目
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”。
中電聯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三分之二，具有代表性。調研結果顯示：
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2h，新能源儲能配置時長為1.6h，火電廠配儲能為0.6h電網儲能為2.3h、用戶儲能為5.3h，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
新能源配儲至多棄電期間一天一充一放運行，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/kWh 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。
存在問題：新能源配儲利用率低、配儲規模缺乏科學論證、成本缺乏疏導機制、商業模式欠缺等
新能源配儲還存在較多問題，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、利用率低于火電廠配儲能、電網儲能和用戶儲能。
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。風電配儲和光伏配儲對于儲能的利用、棄風棄光的解決具有明顯差異性，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，普遍存在運營成本高、效率低等問題，難以充分發揮儲能作用。
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。當前新能源配儲能的投資成本主要由新能源企業內部消化，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。
新型儲能商業模式、電價機制有待進一步完善
新能源配儲能收益主要來源于電能量轉換與輔助服務，儲能的諸多市場和價格規則仍有待落地；儲能商業模式不穩定,回報機制不清晰，政策變動對收益影響較大。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明，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。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。據統計，2022年1-8月，全國電化學儲能項目非計劃停機達到 329 次。電化學儲能的安全標準、管理規范有待進一步提升。
新型儲能運維難度大
電化學電芯數量龐大，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，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，當前運維粗放，運檢維修人員專業性有待提升。
優化配置及運行、提升安全水平、完善市場機制，促進儲能發展
《報告》根據調研的實際結果，提出了促進儲能發展的意見建議：
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。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，優化儲能電站并網運行控制策略，提高儲能利用效率。
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。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；加強運維人員安全培訓。完善技術標準體系。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，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；完善新型儲能參與電能量市場、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。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。
《報告》詳細分析中國不同場景下，儲能的應用、配置情況，闡述了新能源配儲面臨的問題，并提出了相關的改善建議。《報告》的關鍵信息如下。
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。
電源側配儲能是各個省份重點支持方向，著重調研新能源配儲項目
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”。
中電聯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三分之二，具有代表性。調研結果顯示：
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2h，新能源儲能配置時長為1.6h，火電廠配儲能為0.6h電網儲能為2.3h、用戶儲能為5.3h，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
新能源配儲至多棄電期間一天一充一放運行，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/kWh 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。
存在問題：新能源配儲利用率低、配儲規模缺乏科學論證、成本缺乏疏導機制、商業模式欠缺等
新能源配儲還存在較多問題，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、利用率低于火電廠配儲能、電網儲能和用戶儲能。
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。風電配儲和光伏配儲對于儲能的利用、棄風棄光的解決具有明顯差異性，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，普遍存在運營成本高、效率低等問題，難以充分發揮儲能作用。
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。當前新能源配儲能的投資成本主要由新能源企業內部消化，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。
新型儲能商業模式、電價機制有待進一步完善
新能源配儲能收益主要來源于電能量轉換與輔助服務，儲能的諸多市場和價格規則仍有待落地；儲能商業模式不穩定,回報機制不清晰，政策變動對收益影響較大。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明，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。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。據統計，2022年1-8月，全國電化學儲能項目非計劃停機達到 329 次。電化學儲能的安全標準、管理規范有待進一步提升。
新型儲能運維難度大
電化學電芯數量龐大，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，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，當前運維粗放，運檢維修人員專業性有待提升。
優化配置及運行、提升安全水平、完善市場機制，促進儲能發展
《報告》根據調研的實際結果，提出了促進儲能發展的意見建議：
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。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，優化儲能電站并網運行控制策略，提高儲能利用效率。
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。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；加強運維人員安全培訓。完善技術標準體系。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，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；完善新型儲能參與電能量市場、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。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。