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(guī)模化應用。近年來，我國高度重視儲能技術與產(chǎn)業(yè)發(fā)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(guī)劃或新能源配置儲能文件，大力發(fā)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(fā)揮有效作用、配置的合理性及規(guī)模缺乏科學論證等問題。

新能源配儲能發(fā)展現(xiàn)狀

截至2021年底，全國儲能裝機規(guī)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(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(guī)劃的新型儲能發(fā)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(fā)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(fā)展要求。

為充分了解儲能設施的運行情況，中電聯(lián)對電網(wǎng)公司、發(fā)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(wǎng)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(qū)域儲能應用場景分布看，華北、西北區(qū)域以新能源配儲能為主，華東區(qū)域新能源配儲能、電網(wǎng)側儲能與用戶側儲能應用分布較為均衡，南方區(qū)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(shù)看，調研電化學儲能項目平均等效利用系數(shù)為12.2%，新能源配儲系數(shù)僅為6.1%，火電廠配儲能為15.3%，電網(wǎng)儲能為14.8%，用戶儲能為28.3%。相對而言，華北、西北區(qū)域的新能源配儲等效利用系數(shù)高于其他區(qū)域。

從儲能項目造價和商業(yè)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(fā)電計劃偏差、提升電網(wǎng)安全運行穩(wěn)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(yè)模式不盡相同，地區(qū)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(shù)、利用率低于火電廠配儲能、電網(wǎng)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(qū)域配置的電化學儲能基本未調用。電網(wǎng)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(shù)來看，2022年第一季度新能源配儲、火儲、電網(wǎng)側配儲、用戶側配儲等效利用系數(shù)分別為6.1%、15.3%、14.8%、28.3%。火儲、電網(wǎng)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(wǎng)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(xiàn)一次完整的充電。

二是新能源配儲能規(guī)模、型式?jīng)]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(jīng)濟性差異大。多地采取“一刀切”式的配置標準，部分地區(qū)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(tǒng)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(yè)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(qū)要求存量項目開始配置儲能裝置，而根據(jù)修訂后的GB38755《電力系統(tǒng)安全穩(wěn)定導則》要求，多數(shù)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(jīng)開展的一次調頻改造無法發(fā)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(jīng)濟性差異大，總體處于產(chǎn)業(yè)發(fā)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(tǒng)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(fā)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(fā)電特性不同，同要求下的配置儲能在經(jīng)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(xiàn)規(guī)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(wǎng)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(shù)少，造成儲能利用率低、經(jīng)濟性差。尤其是單個新能源發(fā)電企業(yè)配置的儲能或調峰設施規(guī)模較小，在運營過程中難以產(chǎn)生規(guī)模效應，出現(xiàn)運營成本高、效率低等問題。此外，不同電站之間的儲能在協(xié)調方面也存在障礙，導致儲能作用發(fā)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(tǒng)的效用呈多樣性，主要受益方是電力系統(tǒng)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(fā)企業(yè)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(yè)帶來了較大的經(jīng)營壓力，影響新能源開發(fā)企業(yè)投資決策。新能源配置的儲能可為電網(wǎng)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(xiàn)行的市場機制難以體現(xiàn)儲能的其他價值。

四是新型儲能商業(yè)模式、電價機制有待進一步完善。新能源配儲商業(yè)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(jīng)營環(huán)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(guī)則仍有待落地。2022年5月24日，國家發(fā)展改革委辦公廳、國家能源局綜合司印發(fā)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(chǎn)業(yè)及商業(yè)模式的創(chuàng)新發(fā)展意義重大。然而，該政策的落地與實際執(zhí)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(guī)定了儲能配置比例等基本參數(shù)，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(shù)、放電深度等方面尚沒有明確的規(guī)定等，導致儲能系統(tǒng)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(yè)劣幣驅逐良幣、選擇質量較差低廉儲能產(chǎn)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(huán)。

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(guī)模擴大和應用日益廣泛，其面臨的安全問題也愈發(fā)嚴峻。據(jù)不完全統(tǒng)計，自2018年起至今，全球已發(fā)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(chǎn)品存在安全可靠性不足、相關標準規(guī)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(guī)模化健康穩(wěn)定發(fā)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(chǎn)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(tǒng)使用時的系統(tǒng)安全性，涉及儲能電池、電池管理系統(tǒng)、電纜線束、系統(tǒng)電氣拓撲結構、預警監(jiān)控消防系統(tǒng)、運行環(huán)境、安全管理等多個方面，涉及對象也包括專業(yè)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(guī)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(shù)量龐大，儲能項目電池單體顆數(shù)的規(guī)模已經(jīng)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(xiàn)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(xiàn)有標準沒有明確詳細的現(xiàn)場檢測方法。此外，儲能電池在安裝前和運行中缺少現(xiàn)場檢測設備，無法在場站端對儲能電池、模塊或系統(tǒng)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(shù)，只能依靠電池管理系統(tǒng)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(yè)，對于現(xiàn)有運檢專業(yè)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(jiān)控人員均沒有相應的技術儲備及檢修運維裝備，大多數(shù)人員由新能源場站抽調，未經(jīng)過專業(yè)的儲能系統(tǒng)技術培訓，對儲能系統(tǒng)出現(xiàn)的部分問題無法及時解決，導致儲能系統(tǒng)停機脫網(wǎng)或發(fā)生電池安全事故，運檢維修人員專業(yè)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(yè)標準的完善，特別是大紅門儲能電站事故以來，國家、行業(yè)、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(tǒng)的電網(wǎng)調度運行有待優(yōu)化，一是在部分地區(qū)，由于電網(wǎng)夜間不會給光儲系統(tǒng)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(fā)電價差；二是電網(wǎng)調度尚未形成儲能信息上傳的完整系統(tǒng)，無法與現(xiàn)有AGC功率下達系統(tǒng)相結合，造成不能有效防止儲能系統(tǒng)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(xiàn)電站一邊為系統(tǒng)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(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(guī)模和型式。結合當?shù)匦履茉聪{、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(tǒng)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(jié)能力提升等實際情況，合理確定新能源配置儲能的規(guī)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(fā)展抽蓄模式來發(fā)展新型儲能，逐步擴大獨立儲能/共享儲能比例。從優(yōu)化電力系統(tǒng)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(fā)，統(tǒng)籌區(qū)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(tǒng)一調度、共享使用”的協(xié)調運行機制，對于已經(jīng)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(fā)展，最大程度發(fā)揮儲能促進新能源消納、調峰調頻、功率支撐等多重作用。優(yōu)化儲能電站并網(wǎng)運行控制策略，提高儲能利用效率。此外，儲能系統(tǒng)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(shù)不均衡、設備頻繁操作和電池系統(tǒng)長時間深度充放電。

加大科技創(chuàng)新與運維管理，提升儲能安全水平

加大技術創(chuàng)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(wǎng)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(shù)字化儲能電站數(shù)據(jù)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(tǒng)安全研究、儲能系統(tǒng)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(lián)合企、事業(yè)多部門研究制定儲能電站專門的消防安全產(chǎn)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(chǎn)責任制，完善儲能電站應急預案和消防聯(lián)動機制。

優(yōu)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(tǒng)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)；在運儲能項目應開展在線運行性能監(jiān)測和評價，定期進行抽檢及監(jiān)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(wǎng)適應性、充放電性能、過載性能、額定能量等涉網(wǎng)性能相關測試要求；加強運維人員安全培訓，持續(xù)優(yōu)化儲能電站的安全管理體系，明確各環(huán)節(jié)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(jiān)督體系，建設并運維好電化學儲能電站安全監(jiān)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(tài)更新電化學儲能標準體系，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(yè)標準、團體標準的建設力度，實現(xiàn)標準引領。

完善市場機制，促進儲能產(chǎn)業(yè)發(fā)展

健全新型儲能電站參與電力市場規(guī)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(jié)速率值上限，推動儲能調頻項目更快發(fā)展；當電網(wǎng)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(xiàn)貨市場補償；出臺相關的稅收優(yōu)惠與投資補貼、技術研發(fā)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(guī)則等予以明確；增加新能源發(fā)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(wǎng)側儲能項目長期租賃模式運營并合理規(guī)定最短租賃年限，保障電網(wǎng)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(shù)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(guī)模的擴大，補貼難以持續(xù)。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(fā)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(tǒng)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(tǒng)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(yè)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。

課題牽頭單位：中國電力企業(yè)聯(lián)合會

成員單位：理事長、有關副理事長單位

主筆人：葉春、劉志強、李云凝、張源